Resort energii: chcemy zażegnać konflikt z Lasami. To przyspieszy inwestycje w kable

Zostały dwa lata na poprawę jakości przesyłu

Budowa sieci energetycznych to obecnie konieczność. Zapotrzebowanie na energię elektryczną będzie z roku na rok rosło. Bardzo ostrożne prognozy Ministerstwa Energii mówią o ok. 2 proc. rocznie. Jeśli jednak przyjrzymy się rządowym zapowiedziom dotyczącym choćby rozwoju elektromobilności (mamy mieć milion aut na prąd do 2025 r.) albo programu taryf antysmogowych, który ma promować przechodzenie z ogrzewania węglowego na elektryczne, czy też planu zwiększenia roli energetyki rozproszonej i prosumentów (konsumentów energii będących jednocześnie jej producentami), to okazuje się, że w przyszłości prądu będzie musiało płynąć w przewodach znacznie więcej. A jeśliby nasi producenci dostali zadyszki, to tym bardziej sieci są potrzebne - to ich zadaniem będzie w takim przypadku zapewnienie krajowym odbiorcom ciągłości dostaw - także tych z importu. I warto się przy okazji zastanowić, co da się schować pod ziemię.

Kolejną przyczyną, dla której warto się zastanowić nad kablami, a nie przewodami na słupach, są częste w ostatnich latach nawałnice. Kto nie pamięta ubiegłorocznego kataklizmu, który na północy Polski zniszczył wiele miejscowości, odcinając je przy okazji od dostaw energii? Sieci, przede wszystkim należące do gdańskiej Energi i poznańskiej Enei, zostały w wielu miejscach doszczętnie zniszczone. Huragan nie tylko zrywał druty, wyrywał też z ziemi ważące kilka ton słupy energetyczne, skręcając je jak śruby. W śnieżne zimy pod ciężarem białego puchu linie energetyczne też łamały się jak zapałki. Nie powinno to nawet dziwić, skoro z danych przekazanych nam przez Ministerstwo Energii wynika, że ponad 77 proc. polskich linii napowietrznych średniego napięcia (SN), których mamy w kraju najwięcej, liczy sobie ponad ćwierć wieku, a aż 36 proc. - ponad 40 lat. To pokazuje, jak wiele mamy do zrobienia, zwłaszcza że Urząd Regulacji Energetyki chciałby ograniczenia awaryjności sieci aż o połowę do 2020 r. [więcej w tekście "W pogoni za europejskim peletonem"]. Tymczasem proces zarówno modernizacji istniejącej infrastruktury, jak i budowa nowej, także pod ziemią, jest wieloetapowy i złożony - także pod kątem prawnym.

Mają tego świadomość również spółki dystrybucyjne i przesyłowe, ale ich przedstawiciele są zgodni: niezbędne są wielkie inwestycje w sieci, w tym chowanie linii pod ziemię. Niestety pod tym względem, mimo że buduje się co roku 1500-2000 km podziemnych linii kablowanych, wciąż jesteśmy w ogonie Europy. I to w przypadku sieci zarówno średniego, jak i niskiego napięcia (nn).

Udział kablowych przewodów w długość całej sieci u naszych sąsiadów jest znacznie wyższy. Przeciętny udział linii kablowych średniego napięcia wynosi ok. 75 proc., a w przypadku niskich napięć - 65 proc. Te kraje są więc znacznie mniej narażone na przerwy w dostawach prądu spowodowane np. zjawiskami meteorologicznymi.

Branża: sieć kablowa to dla nas priorytet

●

Do 2023 r. PGE Dystrybucja planuje zrealizować program inwestycyjny, którego celem jest osiągnięcie poziomu 30 proc. okablowanej sieci średniego napięcia.- Szacunkowy koszt realizacji tego programu to ok. 2 mld zł - mówi Maciej Szczepaniuk, rzecznik Polskiej Grupy Energetycznej PGE. Dziś ten poziom to niespełna 20 proc., a więc poniżej krajowej średniej. Pytany o korzyści z kablowania sieci rzecznik wskazuje, że zmniejsza się wtedy - w porównaniu do sieci napowietrznych - ryzyko uszkodzenia wskutek działania czynników zewnętrznych, przede wszystkim atmosferycznych. - Sieć kablowa jest bezpieczniejsza, pewniejsza i mniej awaryjna. W kontekście awarii masowych to jedno ze skuteczniejszych rozwiązań - przyznaje Szczepaniuk. Dodaje jednak, że takie rozwiązanie nie ma samych zalet. Jakie więc są minusy kablowania sieci?

- Główne trudności, jakie sprawia kablowanie sieci, to kwestie prawne i własnościowe. Do zakopania kabla w ziemi potrzebujemy zgód właścicieli i władz lokalnych, zgód środowiskowych oraz innych dokumentów. Wykonanie jednego kilometra okablowania w tej technologii jest znacznie droższe od sieci napowietrznej - przyznaje stwierdza rzecznik.

●

Energa Operator, która odpowiada za utrzymanie sieci elektroenergetycznych na obszarze stanowiącym ok. 25 proc. kraju, inwestycje w rozbudowę i unowocześnianie całej sieci zapowiedziała w 2016 r. w swojej wieloletniej strategii rozwoju. Obecnie wskaźnik udziału kabli w sieci średniego napięcia w przypadku tej spółki wynosi ok. 20 proc. Marek Wrzosek, dyrektor departamentu zarządzania usługami w spółce Energa Operator, zwraca uwagę na olbrzymi wpływ warunków atmosferycznych na pracę sieci. Przełożenie infrastruktury pod ziemię pozwoliłoby się uniezależnić od kaprysów pogody i poprawić wskaźniki ciągłości dostaw. Dlatego w strategii na lata 2016-2025 spółka założyła wymianę ponad 3000 km linii SN na linie kablowe, a w dalszej perspektywie, w okresie kilkunastu lat, skablowanie ok. 30 proc. linii, które objęłoby nie tylko linie na terenach leśnych i zadrzewionych, również lecz także część innych linii średnich i niskich napięć. - Taki poziom skablowania uniezależnia te linie od zjawisk atmosferycznych, ale ma też korzystny wpływ na prowadzenie działalności gospodarczej, rolniczej oraz ochronę środowiska naturalnego - wylicza Marek Wrzosek. - Zadaniem priorytetowym dla nas jest kablowanie sieci przebiegających przez tereny leśne i zadrzewione, tam gdzie są one najbardziej narażone na uszkodzenia spowodowane wichurami i przewracającymi się drzewami. Jednocześnie przyjęta strategia wprowadza obowiązek budowy nowych linii średniego i niskiego napięcia już w wykonaniu kablowym. Celem tych działań jest poprawienie parametrów jakościowych sieci oraz generowanie mniejszych strat przesyłowych i docelowo zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii w dużej części kraju - tłumaczy dyrektor. Spółka szuka na ten cel finansowania. Pozyskane w 2017 r. z emisji obligacji hybrydowych od Europejskiego Banku Inwestycyjnego 250 mln euro Energa przeznaczy m.in. właśnie na rozbudowę i modernizowanie sieci.

●

Daniel Iwan, rzecznik grupy Tauron Polska Energia, także potwierdza, że na obszarze dystrybucyjnym tej spółki z roku na rok sukcesywnie wzrasta udział sieci kablowych prowadzonych pod ziemią. W przypadku tego koncernu średni udział sieci kablowych w całej jego sieci średniego napięcia wynosi 36 proc., czyli więcej niż polska średnia. - Rozbudowa sieci kablowych ma na celu między innymi wzrost niezawodności i ciągłości dostaw energii poprzez wykorzystanie technologii odpornej na wpływ otoczenia, w tym szczególnie na zjawiska atmosferyczne - podkreśla Daniel Iwan. I dodaje, że w planach koncernu jest stopniowa zamiana sieci napowietrznej na kablową oraz budowa nowych odcinków sieci kablowej, ok. 2000 km linii kablowych w skali roku. - W najbliższych latach planujemy intensyfikację działań związanych z przebudową linii napowietrznych na kablowe, w szczególności w obszarach leśnych - zapowiada rzecznik Taurona.

●

Danuta Tabaka, rzeczniczka spółki Enea Operator, przyznaje, że proces realizacji inwestycji polegających na kablowaniu linii napowietrznych, w szczególności na terenach leśnych i zadrzewionych, jest jednym z ważniejszych działań związanych z poprawą wskaźników niezawodności dostaw energii elektrycznej, w szczególności w obliczu coraz częściej występujących anomalii pogodowych. - Trzeba zaznaczyć, że zakres inwestycji dla tych zamierzeń jest szerszy niż sama przebudowa linii, ponieważ obejmuje również przebudowę innych stowarzyszonych elementów sieci. Chodzi o przebudowę złączy SN, przebudowę stacji SN/nn, dostosowanie układu kompensacji w stacjach WN/SN czy automatyzację - wylicza Danuta Tabaka. I dodaje, że ze względu na skalę niezbędnych inwestycji proces kablowania części linii będzie realizowany w horyzoncie wieloletnim, w ramach możliwości finansowych.

@RY1@i02/2018/054/i02.2018.054.18300070a.801.jpg@RY2@

fot. ESB Professional/Shutterstock

Nasze spółki chcą iść w tę właśnie stronę. Spółki dystrybucyjne, będące w większości częściami największych kontrolowanych przez państwo koncernów energetycznych (wyjątkiem własnościowym jest tu innogy Stoen Operator), zgodnie zapowiadają zwiększanie kablowania swoich sieci. Z danych Ministerstwa Energii wynika, że jedynie 25 proc. polskich sieci średniego napięcia to sieci kablowe. W przypadku sieci niskiego napięcia- 33 proc. Żeby te parametry nie odstawały od reszty Europy oraz faktycznie wpływały na zmniejszenie awaryjności naszego systemu, powinno być to odpowiednio 75 i 56 proc. Doprowadzenie do takiego poziomu kosztowałoby jednak ponad 46 mld zł. A to może oznaczać podwyżki (spółki energetyczne miliardowe wydatki muszą sobie odbić przede wszystkim w sektorze przedsiębiorstw, bo tam taryfy nie są regulowane - inaczej niż w przypadku gospodarstw indywidualnych, gdzie nad wszelkimi podwyżkami czuwa Urząd Regulacji Energetyki).

36 proc. linii średniego napięcia ma ponad 40 lat

Ale jednym z największych problemów jeśli chodzi o kablowanie sieci energetycznych (zarówno w przypadku sieci napowietrznych, jak i kablowych), który także wiąże się z kosztami i który wymaga wyjaśnienia kwestii podatkowych, jest konflikt między energetykami a Lasami Państwowymi, przez których tereny przechodzą tysiące kilometrów sieci. Na terenach leśnych i zadrzewionych znajduje się ok. 41 000 km linii napowietrznych średniego napięcia. Optymalnym rozwiązaniem byłoby przeniesienie tych linii pod ziemię, co wpłynęłoby na ograniczenie awaryjności związanej z występowaniem niekorzystnych warunków pogodowych. Oczywiście samo skablowanie na terenach leśnych jest niewystarczające. Świadczy o tym, choćby to, że np. awarie spowodowane nawałnicami w sierpniu 2017 r. dotknęły w innych krajach europejskich w dużej części także linie napowietrzne poza terenami leśnymi i zadrzewionymi. Ale operacja przeprowadzona tylko na terenach leśnych spowodowałoby wzrost wskaźnika skablowania linii SN do 40 proc. Wiązałoby się to jednak, jak wyliczył resort energii, z koniecznością wydania ponad 10 mld zł.

Gminy chcą daniny, a Lasy idą do energetyków

Dziś jednak inwestycje hamuje konflikt dotyczący podatków. Jak powiedziano nam w resorcie energii, Lasy Państwowe podwyższają opłaty energetykom właśnie za sieci - i nie chodzi tu jedynie o te podziemne, ale i o napowietrzne. - Nie widzimy uzasadnienia dla zwiększonych opłat, sytuacja jest analizowana. Zostaną zaproponowane rozwiązania, które będą miały na celu zabezpieczenie odbiorców przed ewentualnym wzrostem opłat z tego tytułu - usłyszeliśmy od przedstawicieli ministerstwa.

!Część gmin, która ma już za sobą korzystne wyroki sądowe, domaga się od Lasów Państwowych, a konkretnie od nadleśnictw, korekt podatkowych za pięć ostatnich lat. Łącznie w kraju może to być ponad 800 mln zł.

Resort środowiska z pytaniami na temat współpracy w kwestiach energetycznych Lasów Państwowych z koncernami energetycznymi odesłał nas do samych zainteresowanych. A Anna Malinowska, rzeczniczka Lasów Państwowych, przekonuje w rozmowie z DGP, że problem jest mocno złożony.

- Sprawa nie dotyczy opłat za służebność, tylko podatku od gruntów, na których przebiegają linie energetyczne. Część gmin, a zaczęło się od północnej Polski, domaga się od nadleśnictw korekty zobowiązań podatkowych. Chodzi o zmiany podatku pod liniami z podatku leśnego na podatek od nieruchomości. Sęk w tym, że podatek leśny jest dużo niższy. Lasy Państwowe przegrały te sprawy w sądach (zarówno w wojewódzkim sądzie administracyjnym, jak i w Naczelnym Sądzie Administracyjnym), które orzekły, że grunty zostały udostępnione zakładom energetycznym i są związane z prowadzeniem działalności gospodarczej, polegającej na przesyłaniu energii elektrycznej, a więc działalności innej niż leśna, dlatego Lasy Państwowe powinny płacić podatek od nieruchomości, a nie leśny - tłumaczy Anna Malinowska. - Sytuacja, w której nadleśnictwa muszą płacić podatek od nieruchomości za grunty, z których korzystają zakłady energetyczne, dotyczy już połowy Polski i należy się spodziewać, że kolejne gminy będą domagać się od nadleśnictw podatku od nieruchomości w pozostałej części kraju - przyznaje. Znany jest już przypadek, że jedno z nadleśnictw płaciło po staremu, więc konto zajął mu w pewnym momencie komornik.

Korekty za 5 lat

To jeszcze nie koniec zamieszania, ponieważ - oprócz zmiany opłat na wyższe - część gmin, która ma już za sobą korzystne wyroki sądowe, domaga się od Lasów Państwowych, a konkretnie od nadleśnictw, korekt podatkowych za pięć ostatnich lat.

- Szacujemy, że łącznie może to być ponad 800 mln zł. Taka kwota grozi zachwianiem płynności finansowej Lasów Państwowych. Zgodnie z prawem zakłady energetyczne są zobowiązane zwrócić nadleśnictwom koszty poniesione na zapłatę podatków, ponieważ wynika to z przepisów ustawy o lasach. Wynagrodzenie za służebność przesyłu jest równe poniesionym przez Lasy Państwowe kosztom podatków - tłumaczy Anna Malinowska.

Linia w tej sprawie orzecznicza wydaje się ugruntowana. Do tej pory zapadły już 32 wyroki sądowe wskazujące obowiązek zapłaty wyższego podatku. - W tej sytuacji Lasy Państwowe zostały zmuszone do składania deklaracji podatkowej według stawki wyższej - tłumaczy Malinowska. I wylicza: obecna powierzchnia gruntów Lasów Państwowych pod liniami elektroenergetycznymi wynosi 18 000 ha. Kwota podatku leśnego za nie to 756 tys. zł (42 zł za hektar) rocznie, podatku od nieruchomości zaś - 162 mln zł (9000 zł za hektar).

Te gigantyczne różnice kosztów Lasy Państwowe chcą przerzucić teraz na energetyków. A te się bronią, bo to dodatkowo zwiększy koszty i oddali perspektywę poważniejszych sieciowych inwestycji, m.in. właśnie wymianę linii napowietrznych na podziemne kable.

Dlatego wszyscy szukają rozwiązania tej patowej sytuacji. - Z tego, co wiemy, trwają już prace legislacyjne nad rozwiązaniem problemu, ponieważ taka sytuacja jest nie do przyjęcia zarówno przez Lasy Państwowe, jak i firmy energetyczne - informuje Anna Malinowska.

Ministerstwo Energii potwierdza, ale zaznacza, że prace są na wstępnym etapie. "ME nie widzi uzasadnienia dla zwiększonych opłat, sytuacja jest analizowana. Zostaną zaproponowane rozwiązania, które będą miały na celu zabezpieczenie odbiorców przed ewentualnym wzrostem opłat z tego tytułu" - napisał resort w odpowiedzi na nasze pytania.

Jaka stawka od gruntu - prawne résumé

Firmy chciałyby płacić niski podatek leśny, jeśli linia energetyczna przebiega przez tereny leśne lub podatek rolny, jeśli linia przebiega przez grunty rolne. Chodzi o grunty sklasyfikowane jako leśne lub użytki rolne w ewidencji gruntów i budynków. Problem w tym, że zgodnie z przepisami ustawy z 15 listopada 1984 r. o podatku rolnym (t.j. Dz.U. z 2017 r. poz. 1892), ustawy z 30 października 2002 r. o podatku leśnym (t.j. Dz.U. z 2017 r. poz. 1891) oraz ustawy z 12 stycznia 1991 r. o podatkach i opłatach lokalnych (t.j. Dz.U. z 2017 r. poz. 1875 ze zm.), jeśli grunt - nawet ten rolny lub leśny - jest zajęty na prowadzenie działalności gospodarczej, to jest on objęty podatkiem od nieruchomości. O tym, że grunty udostępnione zakładom energetycznym są związane z prowadzeniem działalności gospodarczej (w efekcie czego Lasy Państwowe muszą płacić podatek od nieruchomości, a nie leśny) NSA orzekał m.in. w wyrokach z 20 grudnia 2017 r., sygn. akt II FSK 3353/15 oraz z 26 października 2017 r., sygn. akt II FSK 2714/15).

Tomasz Rolewicz, starszy menedżer z EY, przyznaje jednak, że mimo że przepisy nakładają podatek od gruntu pod liniami na właściciela gruntu, czyli Lasy Państwowe, to ekonomiczny ciężar tego podatku ponoszą firmy energetyczne. Ekspert tłumaczy, że ponoszone przez te firmy koszty służebności obejmują bowiem należne od nieruchomości koszty podatków i opłat. - Ta okoliczność powoduje, że nierzadko poszczególne jednostki organizacyjne Lasów Państwowych nie są zainteresowane podejmowaniem dyskusji z gminami, aby zakwestionować obciążenie gruntów pod liniami podatkiem od nieruchomości. Nie są, ponieważ finalnie koszt tego podatku obciąży nie lokalne nadleśnictwo, lecz firmę energetyczną. W ostatecznym rozrachunku ten koszt poniesie odbiorca końcowy (konsument), ponieważ przedsiębiorstwa muszą go uwzględniać przy kalkulowaniu taryfy za energię - dodaje Rolewicz.

Ekspert wyjaśnia, że gminy obkładają grunty pod liniami energetycznymi najwyższą możliwą stawką podatku od gruntów - tak jakby grunt taki był wykorzystywany w całości na potrzeby działalności gospodarczej (jak np. fabryka). Pomijają to, że na gruncie pod liniami może być prowadzona regularna gospodarka leśna. - Taki stan rzeczy grozi drastycznym i nieuzasadnionym wzrostem obciążeń podatkowych przedsiębiorstw elektroenergetycznych i zmniejszeniem ich aktywności inwestycyjnej i finalnie - niepotrzebnym wzrostem stawek i opłat dystrybucyjnych i przesyłowych dla odbiorców końcowych - przyznaje ekspert. Na pobieranie podatku według najwyższych stawek pozwalają jednak przepisy, co potwierdza NSA w kolejnych wyrokach.

RAMKA 1

Podatkowych absurdów ciąg dalszy

Kabel położony w kanalizacji nie jest obłożony podatkiem od nieruchomości, ale umieszczony w ziemi lub na słupie już jest budowlą, od której trzeba zapłacić daninę gminie... Jak widać, w praktyce problemy z podatkiem od nieruchomości są co najmniej dwa. Drugi - dotyczy opodatkowania samych kabli zarówno tych położonych w kanalizacji, jak i w ziemi - oraz linii napowietrznych, które są zawieszone na słupach energetycznych (pierwszy problem, o czym piszemy w tekście powyżej dotyczy tego, czy grunty pod liniami energetycznymi napowietrznymi, na terenach leśnych są opodatkowane niskim podatkiem leśnym czy podatkiem od nieruchomości). Kable w kanalizacji nie podlegają opodatkowaniu jako element budowli tylko dlatego, że w prawie budowlanym poczyniono takie zastrzeżenie - wyjaśnia dr hab. Rafał Dowgier, prof. Uniwersytetu w Białymstoku. Nie trzeba więc płacić podatku od ich wartości. Co innego jednak, gdy taki kabel jest położony w ziemi lub na słupie. - On jest budowlą, od której trzeba odprowadzić podatek od nieruchomości - wskazuje ekspert. Skąd taka różnica w opodatkowaniu? Jak mówi Rafał Dowgier, wynika to z lobbingu określonych grup. - Ktoś po prostu na tle trwających kiedyś sporów doprowadził do nowelizacji prawa budowlanego, a jej skutkiem było wyrzuceniem kabli w kanalizacji z podstawy opodatkowania podatkiem od nieruchomości - tłumaczy ekspert. Na tamtej zmianie skorzystały np. firmy telekomunikacyjne. Inne grupy nie miały takiej siły przebicia i teraz mamy tego rezultaty: kabel w kanalizacji nie stanowi części budowli do opodatkowania, ale taki kabel w ziemi lub na słupie już jest budowlą.

Jak przyznaje również Tomasz Rolewicz, starszy menedżer z EY, niejednoznaczne przepisy o podatku od nieruchomości powodują, że takie same obiekty są odmiennie opodatkowane. Trudno to jednak zrozumieć podatnikom i przedsiębiorstwom. Gdyby nie wyłączenie w prawie budowlanym, to - jak przyznaje Rafał Dowgier - podatek powinien być taki sam, niezależnie od tego, czy kable byłyby położone w kanalizacji, w ziemi, czy na słupach. Ekspert dodaje, że taki obiekt np. w postaci linii elektroenergetycznej podlega opodatkowaniu w całości, bez podziału na elementy budowlane i niebudowlane. Budowlą jest bowiem obiekt budowlany wraz z instalacjami zapewniającymi możliwość jej użytkowania. - Taka jest zasada i aby od niej odstąpić, musi być w tym zakresie szczególna regulacja. Wyłączenie dotyczy jedynie kabli w kanalizacji - precyzuje nasz rozmówca. Zgodnie z art. 3 pkt 3a ustawy z 7 lipca 1994 r. - Prawo budowlane (t.j. Dz.U. z 2017 r. poz. 1332 ze zm.) obiektem liniowym jest linia kablowa nadziemna i umieszczona bezpośrednio w ziemi, podziemna oraz kanalizacja kablowa, przy czym kable w niej zainstalowane nie stanowią obiektu budowlanego lub jego części ani urządzenia budowlanego. ⒸⓅ

Ustawowe rozwiązanie

Interwencja ustawowa w spór między energetykami a lasami miała już wcześniej miejsce w innej sprawie. W przeszłości ustawowo uregulowano kwestie służebności przesyłu. Zgodnie z art. 4 prawa energetycznego na przedsiębiorstwie energetycznym zajmującym się przesyłaniem energii ciąży obowiązek utrzymania zdolności urządzeń, instalacji i sieci do realizacji zaopatrzenia w energię w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących wymagań jakościowych. - Realizując powyższe zapisy, PSE uregulowały w 100 proc. posadowienie linii najwyższych napięć na gruntach zarządzanych przez Lasy Państwowe poprzez zawarcie ze wszystkimi 226 nadleśnictwami, przez których tereny przebiega infrastruktura naszej spółki, umowy o ustanowienie służebności przesyłu - mówi Beata Jarosz-Dziekanowska, rzeczniczka PSE Operator. - Umocowanie do zawarcia ww. umów wprowadzono w dyspozycji ustawowej art. 39a ustawy z 28 września 1991 r. o lasach (t.j. Dz.U. z 2017 r. poz.788 ze zm.), zgodnie z którym nadleśniczy może za zgodą dyrektora regionalnej dyrekcji lasów państwowych obciążyć nieruchomości pozostające w zarządzie Lasów Państwowych służebnością drogową lub służebnością przesyłu, z uwzględnieniem zasad gospodarki leśnej za wynagrodzeniem, odpowiadającym wartości podatków i opłat ponoszonych przez Lasy Państwowe od części nieruchomości, z której korzystanie jest ograniczone w związku z obciążeniem tą służebnością - przyznaje Jarosz-Dziekanowska. I dodaje, że już w trakcie realizacji umów o ustanowienie służebności przesyłu organy podatkowe w części nadleśnictw zaczęły prezentować stanowisko, iż na gruntach leśnych, z których sporadycznie korzysta przedsiębiorstwo energetyczne, prowadzona jest działalność gospodarcza i należy takie grunty opodatkować najwyższą stawką podatku od nieruchomości. - Z interpretacją organów podatkowych nie sposób się zgodzić. Dlatego nadleśnictwa kwestionują powyższe stanowisko organu podatkowego. Spółka dokłada wszelkich starań, aby wesprzeć pomocą jednostkę organizacyjną Lasów Państwowych w opracowaniu argumentacji stanowiącej o niezasadnym stanowisku organu podatkowego czy sądu, a zasadność składania środków odwoławczych wynika z dbałości o wydatkowanie środków publicznych - tłumaczy rzeczniczka PSE Operator.

Napowietrzne linie pójdą w odstawkę? Jeśli będą pieniądze...

Podziemne kable energetyczne to sposób na stabilniejsze dostawy prądu i uniknięcie ewentualnego blackoutu. Także na przyjaźniejszy krajobraz. I choć praktycznie wszyscy są za, to nie powstają one tak szybko, jak chciałby tego Urząd Regulacji Energetyki

Ubiegłoroczne doświadczenia spółek dystrybucyjnych wskazują, jak ważne jest kablowanie. Po nawałnicy o niespotykanej do tej pory sile i dynamice, która wystąpiła w sierpniu 2017 r. na terenie działania spółki Energa Operator, doszło do przerw w dostawach prądu i poważnych strat. - W szczytowym momencie uderzenia żywiołu miało miejsce wyłączenie ponad 7,5 tys. stacji transformatorowych SN/nn, a bez prądu pozostawało ponad 178 tys. odbiorców - wylicza Marek Wrzosek z Energi. Siła, z jaką uderzył żywioł, spowodowała znaczne uszkodzenia sieci dystrybucyjnej. Łącznie uszkodzonych było ponad 180 km linii oraz 2100 słupów energetycznych średniego i niskiego napięcia. Zniszczona infrastruktura sieciowa wymagała miejscami wykonania kompleksowej odbudowy. W pracach przy usuwaniu skutków nawałnicy zaangażowanych było 241 zespołów linii biznesowej dystrybucja, czyli łącznie 1092 pracowników. Dyrektor Wrzosek dodaje, że takie zdarzenia utwierdzają spółkę w przekonaniu co do słuszności przyjętych w pierwszej połowie 2017 r. wytycznych budowy wszystkich nowych linii i modernizacji linii napowietrznych głównie w wykonaniu kablowym.

"Jeśli chcemy mówić o wysokiej niezawodności dostaw energii elektrycznej do odbiorców, to powinniśmy brać przykład z najbardziej rozwiniętych krajów Europy, gdzie udział linii kablowych stanowi od 40 do nawet 100 proc. wszystkich linii. Energa nie wyklucza, że podniesie cele dotyczące kablowania sieci w stosunku do postawionych w strategii na lata 2016-2025 i liczy na ustalenie z Urzędem Regulacji Energetyki rozwiązań, które wspomogą te działania" - poinformował pod koniec lutego cytowany przez ISB News Jacek Kościelniak, wiceprezes energetycznego koncernu z Gdańska.

Są plusy i minusy

Kablowe linie podziemne mają wiele zalet, ale również swoje wady. Przede wszystkim - wyższe koszty budowy.

- Nakłady związane z wybudowaniem kilometra linii kablowanej są znacznie wyższe niż wybudowanie kilometra linii napowietrznej. Różnice wynoszą od kilkunastu do kilkudziesięciu procent - mówi dyrektor Wrzosek. - Mimo to przy modernizacji sieci średnich napięć dążymy, podobnie jak pozostali operatorzy systemu elektroenergetycznego w Polsce, do tego, by jak najwięcej tych linii przebudowywanych było na linie kablowe. Bierzemy bowiem pod uwagę dużo niższe koszty ponoszone na późniejszą eksploatację tych linii w porównaniu do linii napowietrznych - argumentuje dyrektor Wrzosek.

!Dzięki inwestycjom dokonanym przez operatorów w ostatnich latach wskaźnik SAIDI dla Polski, wynoszący w 2011 r. 452 minut (łącznie dla wszystkich przerw, w tym planowanych, nieplanowanych i katastrofalnych), udało się obniżyć w kolejnych latach do 325 minut w 2014 r. oraz do 272 minut w 2016 r.

Nie bez znaczenia jest też argument związany z poprawą bezpieczeństwa dostaw. - Jednym z głównych celów budowy linii kablowych zamiast linii napowietrznych jest uniezależnienie ich pracy od zewnętrznych warunków i występujących zjawisk atmosferycznych, na które w dużej mierze spółki dystrybucyjne nie mają wpływu. Jest to bezpośrednio związane z poprawą niezawodności sieci i zwiększeniem ciągłości dostaw energii elektrycznej do odbiorców, co mierzy się m.in. międzynarodowymi wskaźnikami niezawodności SAIDI i SAIFI - podkreśla Marek Wrzosek. - Ten proces, jak pokazuje doświadczenie krajów zachodnich, mimo że kosztowny, to skutecznie poprawia również bezpieczeństwo ciągłości dostaw energii elektrycznej nawet w bardzo skrajnych warunkach pogodowych - przekonuje dyrektor.

W pogoni za europejskim peletonem

Przełożenie kabli pod ziemię pozwoliłoby poprawić wskaźniki niezawodności sieci. Dziś Polska pod tym względem pozostaje daleko poza czołówką europejską

Przywołane wcześniej w kontekście bezpieczeństwa energetycznego SAIDI i SAIFI to międzynarodowe wskaźniki opisujące niezawodność dostaw energii elektrycznej. Wskazują - mówiąc w wielkim skrócie - odpowiednio średni czas trwania przerw w dostawie energii na odbiorcę oraz średnią liczbę tych przerw w dostawach energii.

Co pokazują SAIDI oraz SAIFI

(ang. System Average Interruption Duration Index) - to wskaźnik przeciętnego, średniego systemowego czasu trwania przerwy długiej w dostawach energii elektrycznej, wyznaczony w minutach na odbiorcę.

(ang. System Average Interruption Frequency Index) - to wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich w dostawie energii. Wylicza się go, dzieląc liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich przerw w ciągu roku przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców.

Obecnie wskaźniki niezawodnościowe dla Polski znacznie odbiegają od wskaźników innych krajów europejskich. Wskaźnik SAIDI dla Polski - jak wynika z wyliczeń ekspertów, w 2016 r. wyniósł 272 minuty, a SAIFI - 3,47. Z raportu Rady Europejskich Regulatorów Energii ("6.th CEER Benchmarking Report on the Quality of Electricity Supply", 2016 r.) wynika, że w niektórych krajach europejskich, takich jak Dania czy Niemcy, wskaźnik SAIDI nie przekracza 50 minut w roku, a wskaźnik SAIFI - utrzymuje się zazwyczaj na poziomie poniżej 0,5 wyłączeń rocznie. Wyprzedzają nas pod tym względem także np. Francja i Włochy, w których wskaźniki SAIDI i SAIFI zazwyczaj nie przekraczają odpowiednio 200 minut i 3 wyłączeń rocznie.

Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) w swoim corocznym raporcie na temat dystrybucji i przesyłu energii zauważa, że w wskaźnik SAIDI jest aż o ponad 50 minut lepszym wynikiem niż wcześniejsze minimum osiągnięte w 2014 r. (325 minut).

Z danych PTPiREE wynika, że największy wpływ na wskaźniki SAIDI i SAIFI w naszym kraju mają przerwy na liniach średniego napięcia (odpowiednio ok. 80 proc. i 90 proc. według pełnych danych za 2016 r.). Dodatkowo statystyki rozróżniają przerwy planowane i nieplanowane. Zdecydowanie największy wpływ na wskaźniki mają te nieplanowane.

WAŻNE

Spółki dystrybucyjne, będące w większości częściami największych kontrolowanych przez państwo koncernów energetycznych (wyjątkiem jest innogy Stoen Operator), zgodnie zapowiadają zwiększanie kablowania swoich sieci.

I tak na przykład w przypadku SAIDI w 2016 r. Enea Operator odnotowała 103,3 minuty na odbiorcę przerw planowanych, jednak tych określanych mianem nieplanowanych i katastrofalnych - było aż 186 minut. W przypadku Energi Operator było to odpowiednio 50,8 i 177 minut na odbiorcę, w PGE Dystrybucji - 119,4 i 281,9, natomiast w innogy Stoen Operator - 12,6 i 61,4, a w Tauronie Dystrybucja - 59,4 i 137,9.

Inaczej w przesyle

O ile sens ma chowanie pod ziemią linii średnich i niskich napięć, o tyle budowa w taki sposób linii wysokiego napięcia - już nie

Sieć sieci nierówna i zupełnie inaczej wygląda technicznie czy kosztowo kablowanie sieci przesyłowych, a zupełnie inaczej - kablowanie sieci dystrybucyjnych niższych napięć.

- Przede wszystkim należy rozróżnić linie dystrybucyjne (niskiego i średniego napięcia) i linie przesyłowe - linie wysokiego napięcia. Na całym świecie elektroenergetyczne linie przesyłowe w zdecydowanej większości powstają w technologii napowietrznej i obecnie jest to najmniej inwazyjne rozwiązanie - tłumaczy Beata Jarosz-Dziekanowska, rzeczniczka prasowa Polskich Sieci Elektroenergetycznych.

PSE Operator jest operatorem elektroenergetycznego systemu przesyłowego w Polsce, a jego zadaniem jest zapewnienie dostaw energii elektrycznej do wszystkich regionów kraju. Ta państwowa firma jest właścicielem ponad 14 000 km linii. Na razie o masowym przekładaniu kabli w ziemię nie myśli. - Obecnie budowę kablowej linii przesyłowej 400 kV należy traktować w kategoriach prototypu. Budowa przesyłowej linii kablowej to ogromne przedsięwzięcie, w znaczący sposób ingerujące w otoczenie, czyli życie mieszkańców i środowisko naturalne, zarówno na etapie budowy, jak i eksploatacji linii - tłumaczy Jarosz-Dziekanowska. I przekonuje, że w tym wypadku w grę wchodzi dużo większa niż w przypadku linii napowietrznej ingerencja w otoczenie z powodu konieczności prowadzenia rozległych prac ziemnych oraz użycia ciężkiego sprzętu na całej długości takiej linii, a nie tylko w obrębie miejsc posadowienia słupów, jak to ma miejsce w przypadku linii napowietrznej.

- Dodatkowo zaistniałaby konieczność budowy olbrzymich rozmiarów infrastruktury towarzyszącej, tzn. stacji krańcowych linii kablowej, również niekorzystnie wpływających na krajobraz, konieczność zastosowania tzw. dławików, które mają duże gabaryty oraz izolację olejową, stwarzającą ryzyko dla środowiska - wylicza rzeczniczka PSE. I podkreśla, że w przypadku przesyłowych linii podziemnych z uwagi na wymaganą wolną przestrzeń niezbędną do przeprowadzenia ewentualnych napraw i zabiegów konserwacyjnych w pasie terenu, pod którym przebiegają poszczególne przewody, nie można wykonywać żadnych prac budowlanych. - Nie można też, przez cały okres eksploatacji linii, sadzić drzew ani krzewów o długich korzeniach. Ponadto mimo zastosowania izolacji oraz chłodzenia kabli nie jest możliwe uniknięcie podgrzewania gruntu, a co za tym idzie negatywnego oddziaływania na ekosystemy glebowe. W praktyce oznacza to prawie całkowite wyłączenie z zagospodarowania pasa terenu o szerokości kilkudziesięciu metrów - wylicza Jarosz-Dziekanowska. ⒸⓅ

Dlaczego zakopywanie linii wysokiego napięcia jest nieopłacalne?

● zajęcie terenu o szerokości 20-40 m wzdłuż całej trasy linii kablowej,

● zmianę struktury pierwotnej gleby w wykopach o szerokości 20-40 m i głębokości co najmniej 1,5 m,

● zmianę w terenie przeznaczonym do zabudowy i uprawowym,

● często nieodwracalne zmiany w środowisku, np. starym lesie,

● zmianę w stosunkach wodnych, np. źródeł, przebiegu strumieni, bagien, pastwisk itp.,

● zakłócenia we florze i faunie (np. związane z zaburzeniem okresu lęgowego),

● emisję pola magnetycznego, większego niż w przypadku linii napowietrznych,

● w przypadku zastosowania tuneli kablowych - możliwość emisji hałasu ze stacji chłodzących kabli, ryzyko zanieczyszczenia wody, gleby ewentualnymi wyciekami syciw kablowych dla pewnych typów kabli,

● ryzyko zanieczyszczenia wody i gleby ewentualnymi wyciekami oleju chłodzącego dławiki,

● emisję ciepła,

● widoczne miejsca połączeń odcinków kabla: studzienki kablowe, stacje końcowe z elementami napowietrznymi.

PiSZ

Nieplanowany problem

Zdaniem ekspertów z resortu energii właśnie niski udział linii kablowych w całkowitej długości linii średniego napięcia w Polsce jest jednym istotnych czynników wpływających negatywnie na poziom wskaźników SAIDI i SAIFI w naszym kraju. "Osiągnięcie poziomu 75 proc. udziału linii kablowych w sieciach SN uplasowałoby Polskę wśród krajów o niskim poziomie wskaźników SAIDI" -¬¬ czytamy w odpowiedzi Ministerstwa Energii na nasze pytania. Jednak już w kolejnym zdaniu resort dodaje, że to oznacza konieczność poniesienia znaczących inwestycji. I precyzyjnie je wylicza. "Dla tak postawionego celu wydatki na zmianę struktury sieci SN wraz z innymi niezbędnymi inwestycjami stowarzyszonymi (przebudowa złączy SN, przebudowa stacji SN/nn, dostosowanie układu kompensacji w stacjach WN/SN, automatyzacja) szacuje się na poziomie 32,7 mld zł. Natomiast w sieciach niskiego napięcia właściwe jest osiągnięcie poziomu 56 proc. udziału sieci kablowych. Zmiana struktury wiązałaby się z wydatkami inwestycyjnymi na poziomie 13,3 mld zł i oznaczałaby konieczność przebudowy nie tylko przyłączy, lecz także np. stacji średniego napięcia. Z uwagi na złożoność procesów inwestycyjnych, dostępność zasobów, możliwość prowadzenia prac oraz skalę inwestycji szacuje się, że inwestycje te prowadzone byłyby do 2035 r." - czytamy w odpowiedzi Ministerstwa Energii na nasze pytania.

Wojciech Tabiś, dyrektor biura PTPiREE, deklaruje, że operatorzy systemów elektroenergetycznych (OSD) realizują programy inwestycyjne, których elementem jest wymiana linii napowietrznych na kablowe. - Skala inwestycji zależy od środków finansowych, którymi dysponują OSD, ale także od obowiązujących regulacji - dodaje Tabiś. Poważnym wyzwaniem jest wymagane od energetyków ograniczenia przerw aż o połowę i to w bardzo krótkim czasie, bo do 2020 r. Taki cel wskazał w 2015 r. URE w "Strategii Regulacji Operatorów Systemów Dystrybucyjnych na lata 2016-2020".

Wygląda na to, że ten wymóg narzucony przez regulatora to również jeden z czynników, który zintensyfikował prace koncernów energetycznych realizacji zmierzające do kablowania sieci.

@RY1@i02/2018/054/i02.2018.054.18300070a.802.jpg@RY2@

Coraz więcej prądu przesyłanego pod ziemią

Pomoże Unia, czy zapłaci odbiorca prądu

W jaki sposób sfinansować inwestycje? Ewentualne podwyżki zdaniem ekspertów nie wystarczą. Czy ratunkiem okażą się fundusze unijne z przyszłej perspektywy finansowej?

Szacowane przez resort energii 46 mld zł, które trzeba byłoby przeznaczyć na zmianę struktury sieci średniego i niskiego napięcia - to gigantyczna kwota. Dla porównania koszt budowy pierwszej polskiej elektrowni atomowej o mocy 3000 MW jest dziś szacowany na 70-75 mld zł. To porównanie obrazuje, jak gigantyczne wyzwanie stoi przed spółkami dystrybucyjnymi. Kluczowe pytanie brzmi: skąd wziąć na to pieniądze?

Zauważa ten problem także resort energii. "Grupy energetyczne, w tym należące do nich spółki dystrybucyjne, prowadzą dziś znaczące programy inwestycyjne - zarówno pod względem skali, jak i kosztów. Elementem programów inwestycyjnych jest także wymiana linii napowietrznych na kablowe. Skala inwestycji planowanych na kolejne lata będzie zależała od środków, którymi dysponują podmioty energetyczne, zobowiązań, które będą ponosić, a także zasad regulacji, w tym np. kształtu regulacji jakościowej" - czytamy w stanowisku resortu energii.

Oczywiście już dziś spółki w różny sposób poszukują środków na finansowanie. Przykładem jest Energa Operator, która pozyskała w 2017 r. z emisji obligacji hybrydowych od Europejskiego Banku Inwestycyjnego 250 mln euro, które przeznaczy m.in. właśnie na rozbudowę i modernizowanie sieci. Ale wiadomo, że spółki dystrybucyjne same sobie nie poradzą.

Podwyżki...

Jednym z rozważanych źródeł finansowania są wyższe wpływy z opłat. - Inwestycje te wpłyną na CAPEX spółki (wskaźnik oznaczający wydatki inwestycyjne na rozwój produktu lub wdrożenie systemu - jednak tylko w tej części, w której kapitał przeznaczony jest na podtrzymanie dotychczasowej zdolności przedsiębiorstwa do generowania przychodu - red.), co zgodnie z obowiązującym prawem będzie musiało znaleźć odzwierciedlenie w taryfach zatwierdzanych przez URE. - Według szacunków analityków PGE Dystrybucji wzrost ten będzie nieznaczny, nie więcej niż 1 proc. - mówi nam Maciej Szczepaniuk, rzecznik PGE. - Dystrybucja to ok. połowa naszego rachunku za prąd, więc jeśli te wyliczenia by się sprawdziły, to mówilibyśmy o podwyżce rachunku o ok. 0,5 proc. - dodaje. I o ile podwyżka w przypadku firm to kwestia wolnego rynku, tak w przypadku taryf dla odbiorców indywidualnych pojawia się konieczność zatwierdzenia taryf przez Urząd Regulacji Energetyki.

- Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej realizuje zadania inwestycyjne zgodnie z planem rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną, uzgodnionym z prezesem URE. Projekt planu rozwoju podlega uzgodnieniu z prezesem URE (nie dotyczy to przedsiębiorstw wykonujących działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji dla mniej niż 100 odbiorców, którym przedsiębiorstwo to dostarcza rocznie mniej niż 50 GWh tej energii) - tłumaczy Justyna Pawlińska z biura prasowego URE.

RAMKA 2

Na powierzchni ziemi

W sytuacjach kryzysowych energetycy mają też pod ręką rozwiązania pośrednie, ale możliwe jedynie do zastosowania przejściowo. Obecnie obowiązujące w Polsce i UE przepisy nie regulują bowiem kwestii montowania linii kablowych średniego napięcia bezpośrednio na powierzchni ziemi. Tak ułożona (a nie zakopana pod ziemią) linia kablowa nie wymaga pozwolenia na budowę w przeciwieństwie do kablowania podziemnego. Dzięki temu możliwe jest szybkie zastosowanie tego rozwiązania podczas wystąpienia niespodziewanych i masowych ograniczeń w dostawach energii elektrycznej, np. po przejściu tak silnych wiatrów, jak te, które przechodziły nad Polską w 2017 r. Ułożenie takiej linii i włączenie jej zamiast uszkodzonego odcinka sieci pozwala na podjęcie w tym czasie działań modernizacyjnych lub naprawczych przy utrzymaniu dostaw energii elektrycznej do odbiorców. ⒸⓅ

RAMKA 3

Podmorski most energetyczny

Niewykluczone, że również z Litwą połączy nas kabel energetyczny, który mógłby zostać położony na dnie morza. Po tym jak otwarty został most energetyczny Polska-Litwa o mocy 500 MW, czyli LitPolLink, nie ustaje dyskusja, jaki kształt miałaby mieć jego druga nitka. To jeden z argumentów podnoszonych podczas dyskusji o synchronizacji sieci elektroenergetycznej Litwy z UE poprzez Polskę po tym, jak kraje bałtyckie zdecydowały się zdesynchronizować z czasem dotychczasowe postsowieckie połączenia energetyczne przez Rosję i Białoruś. Litwa bowiem w 70 proc. korzysta z prądu z importu.

- Najpierw musimy wziąć na siebie techniczne kwestie synchronizacji, bo to projekt wieloletni. Musi się ona zamknąć do 2025 r. Będzie czas na to, by ocenić, czy LitPolLink 2 jest nam potrzebny. Najpierw niech ocenią to specjaliści, potem mogą się tym zająć politycy - mówi nam Žygimantas Vaičiunas, minister energetyki Litwy.

- Rozmawiamy z PSE Operator również o detalach technicznych. Pytanie, jaka będzie przyszłość polsko-litewskiego połączenia LitPolLink2, bo polska strona mówi, że przed 2025 r. nie ma takiej opcji, by ono powstało. Inny scenariusz zakłada położenie kabla podmorskiego między Kłajpedą i Władysławowem jako wsparcia synchronizacji - powiedział nam Daivis Virbickas, prezes LitGridu, litewskiego operatora sieci energetycznych. ⒸⓅ

...a co na to URE

Czy URE zgodzi się na taką podwyżkę? Warto przypomnieć, że np. w przypadku taryf na 2018 r. regulator sprawił odbiorcom prądu niespodziankę brakiem zgody na podwyżki proponowane przez koncerny energetyczne. Przedstawiciele urzędu nie odpowiadają wprost na nasze pytanie, ale wskazują liczne czynniki brane pod uwagę przy ocenie wniosków o podwyżkę.

- Prezes URE uzgadniając plany rozwoju, weryfikuje przede wszystkim ich zgodność z prawem energetycznym i przepisami wykonawczymi do tej ustawy oraz z założeniami polityki energetycznej państwa, współpracując przy tym z właściwymi miejscowo zarządami województw. Uzgadnia nakłady inwestycyjne w takiej wysokości, aby koszty z nich wynikające mogły stanowić podstawę do kalkulacji taryfy z zachowaniem wymogu, o którym mowa w art. 16 ust. 10 ustawy z 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (t.j. Dz.U. z 2017 r. poz. 220 ze zm.), zgodnie z którym plany powinny zapewniać długookresową maksymalizację efektywności nakładów i kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwa energetyczne, tak aby nakłady i koszty nie powodowały w poszczególnych latach nadmiernego wzrostu cen i stawek opłat dla energii elektrycznej, przy zapewnieniu ciągłości, niezawodności i jakości dostaw - wyjaśnia Justyna Pawlińska.

Na eksploatację też trzeba

Skala podwyżki musiałaby być jednak wyższa niż wynikająca z kosztów samej inwestycji. Dr hab. Filip Elżanowski z UW, radca prawny, szef Praktyki Energetyki i Infrastruktury Elżanowski, Cherka & Wąsowski, zwraca uwagę, że budowa podziemnych linii kablowych w porównaniu do linii napowietrznych oznacza wyższe koszty nie tylko samej realizacji inwestycji, lecz także eksploatacji. - Niewątpliwie są to tzw. koszty uzasadnione działalności przedsiębiorstw energetycznych, które powinny zostać uwzględnione w taryfie tych przedsiębiorstw. W konsekwencji zostaną one i tak poniesione przez odbiorców końcowych energii elektrycznej, którzy zapłacą uwzględniony w fakturze koszt usługi przesyłu lub dystrybucji energii elektrycznej - przekonuje Elżanowski.

Zdaniem przedstawicieli resortu energii warunkiem powodzenia inwestycji sieciowych jest wprowadzenie zmian prawnych i administracyjnych ułatwiających prowadzenie tego typu projektów i zapewnienie ich właściwego finansowania.

Jest jeszcze jeden problem. Dodatkowe opłaty dla odbiorców - nawet jeśli będą - to i tak nie w takiej skali, jak wynikałoby z potrzeb. Zwłaszcza że i tak już od 2021 r. (zgodnie z ustawą z 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy; Dz.U. z 2018 r. poz. 9) do rachunku zacznie być doliczana opłata mocowa. Mechanizm ten pozwoli płacić producentom energii elektrycznej nie tylko za jej wytwarzanie, lecz także za gotowość do jej wytwarzania w szczycie, a więc utrzymanie dodatkowych mocy. W tej sytuacji kolejne podwyżki mogą się okazać niewykonalne w skali, jakiej oczekiwaliby energetycy.

A może fundusze z UE

Eksperci rynku energetycznego uważają, że bardzo ważnym źródłem finansowania mogą się okazać fundusze unijne. Nie jest wykluczone, że w nowej perspektywie budżetowej będzie to ważne wsparcie dla naszej energetyki. Tak uważa chociażby Daria Kulczycka, dyrektor departamentu energii i zmian klimatu Konfederacji Lewiatan czy dr Rober Zajdler z kancelarii Zajdler Energy Lawyers & Consultants, ekspert Instytutu Sobieskiego. Resort infrastruktury i rozwoju, na razie nie wypowiada się na temat przeznaczenia funduszy z kolejnej perspektywy finansowej.

Stanowisko Ministerstwa Inwestycji i Rozwoju z 14 marca 2018 r.

W obecnie realizowanym programie Infrastruktura i Środowisko 2014-2020 nie ma dedykowanych działań, ani wyodrębnionego budżetu na wymianę napowietrznych linii energetycznych na podziemne kable. Tego typu inwestycje mogą natomiast być wspierane w ramach projektów obejmujących przebudowę sieci, wpisujących się w cele poddziałania 1.1.2, 1.4.1 i działania 7.1.

Przy czym cele tych działań - określone w Szczegółowym opisie osi priorytetowych POIiŚ 2014-2020 - dotyczą m.in. odpowiednio:

- w ramach poddziałania 1.1.2 - zwiększenia możliwości przyłączenia odnawialnych źródeł energii,

- w ramach poddziałania 1.4.1 - wdrożenia inteligentnych funkcjonalności sieci na niskim i średnim napięciu,

- w ramach działania 7.1 - zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego poprzez rozwój sieci wysokiego napięcia.

Decyzja o zastosowaniu technologii napowietrznej lub podziemnej pozostawiona jest inwestorowi i zależy każdorazowo od specyfiki projektu i lokalnych uwarunkowań.

Przeznaczenie środków z kolejnej perspektywy finansowej na lata 2021-2027 będzie przedmiotem rozmów i negocjacji z Komisją Europejską.

- Mając na względzie minimalizację ingerencji w środowisko oraz uciążliwości w korzystaniu z gruntów PSE w przypadku budowy linii przesyłowych stosują technologię napowietrzną.

Nie bez znaczenia jest również koszt technologii kablowej, jej stosowanie na szeroką skalę bez wątpienia musiałoby wpłynąć na taryfę, a tym samym zaleźć odbicie w rachunkach odbiorców końcowych za energię elektryczną - nie ukrywa Beata Jarosz-Dziekanowska. Technologia kablowa przy budowie linii przesyłowych jest więc stosowania w wyjątkowych i uzasadnionych przypadkach, poza tym na krótkich odcinkach przebiegu linii, takich jak np. okolice lotnisk, odcinki wyprowadzenia mocy bezpośrednio z niektórych elektrowni czy w sytuacji, gdy w grę wchodzi mocno zurbanizowany teren. - Dlatego obecna strategia spółki zakłada rozbudowę szkieletu sieci przesyłowej poprzez budowę napowietrznych linii o napięciu 400 kV. Dopiero po osiągnięciu odpowiedniego stopnia rozwoju możliwe będzie kablowanie linii w większym zakresie, jednak przede wszystkim linii o niższym napięciu 220 i 110 kV - mówi rzeczniczka PSE Operator.

PYTANIA DO EKSPERTA

Boom nie tylko na kable

@RY1@i02/2018/054/i02.2018.054.18300070a.804.jpg@RY2@

Aleksander Galos radca prawny z kancelarii Kochański, Zięba i Partnerzy

Czy operatorzy sieci dystrybucyjnych będą inwestować w nowe linie, w tym kablowe?

Już sam stan techniczny sieci przesyłowych i dystrybucyjnych uzasadnia zwiększone nakłady na ich modernizację i rozwój. Wystarczy spojrzeć na dane z pięciu kluczowych przedsiębiorstw dystrybucyjnych. W ostatnich latach faktyczne nakłady na inwestycje przekraczały te zawarte w planach rozwoju sieci. Trend ten będzie się utrzymywał. Czeka nas zatem boom inwestycyjny. Najnowsze dane o wysokości planowanych nakładów poznamy już niebawem, bo do 31 marca będą do prezesa URE składane przez zobowiązanych operatorów projekty planów rozwoju na lata 2019-2023 lub aktualizacje planów rozwoju na lata 2019-2020.

Od czego będzie zależał wzrost inwestycji?

Przykładowo od wpływu elektromobilności i związanych z nim dodatkowych potrzeb inwestycyjnych w obszarze dystrybucji. Wedle raportu Fundacji Promocji Pojazdów Elektrycznych skumulowane wydatki na infrastrukturę ładowania do 2030 r. mogą wynieść prawie 11 mld zł, sięgając 31,5 mld zł w 2040 r. i około 54 mld zł w 2050 r. Tak się stanie bez względu na to, czy Polska jako kraj będzie produkować własne auta elektryczne, czy też będą one importowane.

Wzrost nakładów na rozwój sieci będzie uzależniony także od innych czynników. Należą do nich: faktyczna budowa nowych źródeł wytwarzania, ich moc i lokalizacja, zastosowane technologie, systemy wsparcia, ostateczny kształt regulacji rynku mocy, decyzja o budowie elektrowni atomowej, nowelizacja ustawy o OZE itp.

Czy na tworzeniu nowej infrastruktury mają szansę zarobić mniejsi przedsiębiorcy - zleceniobiorcy dużych operatorów?

Polskie firmy powinny być głównymi beneficjentami boomu inwestycyjnego w ramach rozwoju Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Dla polskich firm korzystny będzie także spodziewany rozwój mniejszych sieci dystrybucyjnych, co wiąże się ze zmianami technologicznymi i energetyką rozproszoną. Spodziewać się możemy tworzenia klastrów, budowy magazynów energii i systemów lokalnego bilansowania zapotrzebowania. Tutaj lokalne firmy będą mieć coraz więcej pracy i zleceń. Pracę znajdą też firmy doradcze oraz informatyczne - związane z informatyzacją zarządzania siecią i systemami inteligentnymi.

Barierą rozwoju mogą okazać się ograniczenia rynku pracy. Firmy wykonawcze już dziś odczuwają brak rąk do pracy, a trend ten z pracowników mniej wykwalifikowanych przenosi się na specjalistów. Brakować może firm i osób potrafiących sprostać coraz surowszym wymaganiom regulacyjnym związanym z przygotowaniem, przeprowadzeniem i eksploatacją tych i innych projektów infrastrukturalnych.

Skąd operatorzy będą pozyskiwać fundusze na budowę nowych sieci? Czy koszty odbiją sobie np. na przedsiębiorcach, tworząc dla nich droższe taryfy? A może zapłacą również konsumenci?

Operatorzy pozyskują fundusze głównie ze swojej działalności i opłat za dystrybucję. Są one przerzucane na ostatecznego odbiorcę, czyli nas wszystkich. Obecnie tylko wybrane projekty mogą być finansowane ze środków pomocowych. Tauron - największy dystrybutor energii elektrycznej w Polsce - finansuje rozwój sieci średniego niskiego napięcia do standardów SMART z pieniędzy Unii Europejskiej. Jesienią podpisał umowę z o wartości 160 mln zł w perspektywie do 2020 r.

Rozwój sieci nie może być natomiast finansowany z innej działalności prowadzonej w grupie energetycznej, np. wytwórczej - obowiązuje zasada unbundlingu, zgodnie z którą konieczne jest rozdzielenie od siebie działalności w obrębie przesyłania bądź dystrybucji energii od działalności, która polega na wytwarzaniu i dostarczaniu (sprzedaży) tej energii do odbiorców końcowych.

Rozwój sieci niekoniecznie oznaczać musi wyższe koszty dla konsumentów. Nowocześniejsza i sprawna sieć, na której występują mniejsze straty przesyłowe energii, przekłada się na niższe nakłady na nowe źródła wytwarzania (które są najdroższym elementem systemu). Także wzrost zużycia energii przy stałej wysokości opłaty przesyłowej (dystrybucyjnej) oznacza relatywnie niższy udział kosztów przesyłu i dystrybucji. Na straży oceny, czy dany koszt nie jest zbyt wygórowany, stoi prezes URE, który zatwierdza zarówno taryfę przedsiębiorstw dystrybucyjnych, jak i ich plany rozwoju wraz z wysokością nakładów inwestycyjnych (które ostatecznie są składnikiem tej taryfy). ⒸⓅ

Rozmawiał Jakub Styczyński

Kto zarobi na podziemnych inwestycjach?

Beneficjentami będą przedsiębiorstwa, które świadczą usługi na rzecz firm przesyłowych. Z pewnością zarobią np. producenci kabli

Jeśli koncerny energetyczne będą inwestować w kablowanie sieci oczywiste jest, że ktoś też na tym zarobić. A grono potencjalnych beneficjentów okazuje się bardzo liczne.

Producenci i wykonawcy zacierają ręce

Największym w Europie Środkowo-Wschodniej i trzecim co do wielkości w całej Europie producentem kabli jest polska spółka Tele-Fonika Kable SA.

- Od dłuższego czasu obserwujemy zwiększone zaangażowanie koncernów energetycznych w opracowywanie założeń i warunków budowy podziemnych linii kablowych. Ten kierunek w wielu przypadkach wydaje się zasadny, co więcej, jest absolutnie uzasadniony. Weźmy choćby pod uwagę ograniczenia, jakim podlega budowa nowych sieci napowietrznych w miastach, terenach silnie zurbanizowanych czy też na obszarach leśnych. Mam tu na myśli nie tylko samą inwestycje, lecz także usuwanie skutków awarii będących następstwem zjawisk atmosferycznych - mówi nam Ryszard Pilch, wiceprezes ds. handlu Tele-Foniki Kable. - Oczywiście musimy też pamiętać, że użytkowanie terenu jest coraz droższe, wyłączenie dużego pasa terenu pod linię napowietrzną to naprawdę duże koszty. Z roku na rok koszty budowy linii kablowej stają się coraz bliższe kosztom budowy linii napowietrznej. Dodatkowym argumentem niech będą niższe koszty utrzymania linii podziemnych. Naszym zdaniem to nieuchronna zmiana i tak wygląda przyszłość sieci elektroenergetycznych. Coraz częściej, na coraz większych obszarach "zejdziemy pod ziemię". Realną perspektywę, a co za tym idzie potencjalne zapotrzebowanie, najszybciej będziemy mogli ocenić z końcem 2018 r. Jednak rozmowy dotyczące dostaw kabli SN są już prowadzone - przyznaje Ryszard Pilch.

Szansa na rozwój

Oprócz producentów kabli zarobić może również szerszy krąg firm, także małych i średnich. - Przedsiębiorcy zajmujący się np. układaniem kabli naziemnych i podziemnych powinni się zainteresować tematem rozbudowy sieci, ponieważ zleceń może być coraz więcej. Podejrzewam wręcz, że operatorom coraz trudniej będzie znaleźć specjalistów do budowy sieci, kiedy już ruszą wszystkie programy, np. rozwoju OZE, ciepłownictwa, elektromobilności czy klastrów energii - uważa Daria Kulczycka, dyrektor departamentu energii i zmian klimatu Konfederacji Lewiatan.

Z kolei dr Rober Zajdler z kancelarii Zajdler Energy Lawyers & Consultants, ekspert Instytutu Sobieskiego, mówi, że dobry interes może również czekać mniejsze firmy tworzący stacje transformatorowe oraz np. infrastrukturę do zapewniania określonych parametrów jakości transportowanej energii elektrycznej.

Listę potencjalnych beneficjentów można wydłużać. - W przyszłości pojawi się również nisza dla firm innowacyjnych, dostarczających np. drony do monitorowania bezpieczeństwa miejsc, w których przebiegają kable i inne elementy nowej infastruktury. No i - co oczywiste - zarobią też właściciele gruntów, przez które prowadzone byłyby kable podziemne - wylicza dr Zajdler.

Tempo coraz większe

Proces przenoszenia sieci elektroenergetycznych znad ziemi pod ziemię już trwa. I tak np. Energa Operator chwaliła się budową w 2016 r. linii kablowej WN relacji Młode Miasto - Gdańsk Śródmieście - Chełm (6 km). PGE Dystrybucja w 2016 r. chwaliła się z kolei m.in. budową stacji 110/15 kV Harasiuki wraz z linią kablową 110 kV oraz realizacją przeizolowania urządzeń napięcia 6 kV w Rzeszowie (rozpoczęta w 2014 r.). Zakres projektu obejmuje również m.in. wymianę 109 km kabli SN, modernizację i przeizolowanie 173 stacji transformatorowych oraz modernizację 2 rozdzielni sieciowych.

W 2016 r. PGE Dystrybucja oddział Warszawa rozpoczęła budowę GPZ (główny punkt zasilania) Czosnów oraz dwutorowej linii kablowej 110 kV Łomianki - Czosnów, jednotorowej linii kablowej 15 kV i traktu światłowodowego. O tę inwestycję od lat zabiegali energetycy i samorząd powiatu nowodworskiego. To ogromna dynamika rozwoju terenów podwarszawskiego Czosnowa, położonych głównie wzdłuż trasy E7, wygenerowała większe zapotrzebowanie na energię elektryczną w tym rejonie. Wartość planowanych inwestycji związanych z węzłem Czosnów szacowana była na ok. 130 mln zł.

Z kolei innogy Stoen Operator, który jest zdecydowanym liderem kablowania sieci w Polsce pochwalił się w 2016 r. zastąpieniem w stolicy dziewięciokilometrowej napowietrznej linii wysokiego napięcia, biegnącej od Okęcia przez cały Mokotów do elektrociepłowni na Siekierkach, linią kablową. W 2016 r. spółka zakończyła powiązaną budowę linii kablowych biegnących od stacji Południowa i Cybernetyki przez Stegny do Elektrociepłowni Siekierki rozpoczęła demontaż 6,5-kilometrowego odcinka linii napowietrznej, zastąpionej nowymi liniami kablowymi 110 kV. ⒸⓅ

Współpraca Łukasz Zalewski, Jakub Styczyński, Joanna Pieńczykowska

@RY1@i02/2018/054/i02.2018.054.18300070a.805.jpg@RY2@

Karolina Baca-Pogorzelska

karolina.bacapogorzelska@infor.pl

Samorządy za modernizacją. Mają ją nawet w strategii

O politykę związaną ze sposobem lokalizacji linii energetycznych zapytaliśmy władze lokalne. Chętnie akceptują one ukrywanie przewodów pod ziemią, choć przyznają, że w tym zakresie niewiele od nich zależy. Są jednak i takie, które w swoich planach wręcz tego wymagają

- O rodzaju linii - napowietrznej lub kablowej - decyduje gestor sieci i wnioskuje o jej ustalenie z zarządcą pasa drogowego poprzez decyzję lokalizacyjną - mówi Jarosław Skrzydło, rzecznik Miejskiego Zarządu Dróg w Kielcach. - Dla budowy lub przebudowy sieci należy uzyskać dokumenty zgodnie z obowiązującymi przepisami, co niejednokrotnie wiąże się z ograniczaniem prawa własności właścicieli działek. Zarządca pasa drogowego nie jest inwestorem tych działań, tak więc jego rola ogranicza się do uzgadniania trasy w obrębie swoich działek - dodaje Skrzydło.

Z kolei Tomasz Kunert z wydziału prasowego stołecznego ratusza nie ma wątpliwości, że realizacja usługi dostawy energii elektrycznej z wykorzystaniem podziemnych technologii kablowych kosztuje więcej. - Dlatego linie elektroenergetyczne, w tym napowietrzne, których stan techniczny jest dobry i spełniają przypisane im funkcje transportowe, są uznanymi elementami systemu elektroenergetycznego. Ale gdy linia taka przestanie spełniać swoje funkcje, to zastępuje się ją w stolicy nową, prawie zawsze, linią kablową podziemną. Także w przypadku, gdy właściciel jakiejś nieruchomości widzi swój interes w zastąpieniu linii nadziemnej podziemną, może występować o taką zmianę na swój koszt do właściciela tej linii i zwykle kończy się to powodzeniem - mówi Tomasz Kunert.

Plan zagospodarowania - orężem

W przypadku Krakowa kwestia prowadzenia linii elektroenergetycznych znajduje odzwierciedlenie w zapisach miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego. - Miasto generalnie dąży, aby jak najwięcej nowych inwestycji elektroenergetycznych mogło powstawać pod ziemią, żeby nie stanowiły one dominant, oraz aby jak najmniej terenu pod nie zajmować. Polityka przestrzenna miasta w tym zakresie, w uzasadnionych przypadkach, tj. tam, gdzie znajdują się np. tereny cenne krajobrazowo, przyrodniczo czy intensywne zainwestowanie, wprowadza zapisy, które zakazują realizacji napowietrznych linii elektroenergetycznych oraz nakazują budowę, rozbudowę i przebudowę sieci elektroenergetycznych jako sieć doziemną - tłumaczy Dariusz Nowak z referatu ds. informacji medialnej w biurze prasowym Urzędu Miasta Krakowa. Przy tym jednak przyznaje, że co do zasady wybór pomiędzy napowietrzną a podziemną linią sytuowanej w terenie infrastruktury energetycznej pozostaje poza kompetencjami urzędników. - W sprawach tych decyduje sam inwestor infrastruktury, opierając na się normach branżowych, przepisach prawa, jak również kierując się zapewne względami ekonomicznymi. Wydział Skarbu Miasta natomiast, na wniosek przedsiębiorstwa przesyłowego, udziela przedsiębiorstwu prawa do dysponowania gruntem na cele budowlane - dodaje Dariusz Nowak.

Podobną taktykę działania przyjęli stołeczni urzędnicy. - Uchwalając prawo lokalne, jakim jest miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego, samorząd stosuje regulacje, które mają docelowo doprowadzić do stanu, że wszystkie przewody infrastruktury technicznej będą leżały pod ziemią. Dla obszaru Jelonki cz. 1 rejon ul. Górczewskiej z 2016 r. przyjęto np. zapis: "zakazuje się budowy naziemnych oraz nadziemnych liniowych sieci infrastruktury technicznej" - tłumaczy Tomasz Kunert. Jak dodaje, dla innych obszarów regulacja jest sformułowana w podobnym duchu z uwzględnieniem specyfiki konkretnego fragmentu miasta. - W szczególności dotyczy to linii elektroenergetycznych najwyższych napięć [220 kV, 400 kV - red.], które zasilają stacje transformatorowe dużej mocy leżące w granicach miasta. Fragmenty tych linii z czasem wymagają przebudowy ze względu na ich stan techniczny oraz uciążliwość dla sąsiadów, a technologia podziemna jest jeszcze technicznie, a szczególnie ekonomicznie niedostępna - tłumaczy Tomasz Kunert.

Bardzo zainteresowany tym, żeby w przestrzeni miejskiej nie występowały widoczne, uciążliwe elementy infrastruktury jest również Olsztyn. - Linie napowietrzne średniego i wysokiego napięcia w przypadku modernizacji muszą być chowane pod ziemię, a nowe od razu projektowane w miarę możliwości jako podziemne. Dotyczy to linii głównie o napięciu do 110 kV. Linie 220 kV są obecnie przy modernizacjach zastępowane liniami 400 kV, a te występują jedynie jako napowietrzne. Zasad ta jest zapisana w dokumentach strategicznych stanowiących prawo miejscowe - mówi Patryk Pulikowski z biura komunikacji i dialogu obywatelskiego Urzędu Miasta Olsztyna. Dodaje też, że dla miasta ważne jest odzyskanie przestrzeni wolnej od lasu słupów.

RAMKA 4

Wysokie napięcie utrudnia zabudowę, średnie - nie

Linie energetyczne wysokiego (110 kV) i najwyższych napięć (220, 400 kV) - na terenie Krakowa w zdecydowanej większości (88 proc.) napowietrzne - powodują ograniczenia w zabudowie z uwagi na oddziaływanie pola elektromagnetycznego w granicach kilku-kilkudziesięciu metrów. Zdaniem władz miasta ze względów urbanistycznych jest pożądane skablowanie tych linii w obszarze gęstej zabudowy śródmiejskiej, a pozyskany w ten sposób teren powinien pozostać zielony, a nie zabudowany.

Z kolei linie energetyczne średniego (15 kV) i niskiego napięcia nie powodują ograniczeń w zabudowie z uwagi na oddziaływanie pola elektromagnetycznego. Łączna długość linii napowietrznych (z przyłączami) to 1782 km, zlokalizowane są głównie w peryferyjnej części miasta, w obszarach o rozproszonej zabudowie. W opinii urzędników nie ma powodu do ich przyspieszonej wymiany na linie kablowe. ⒸⓅ

Oprac. TŻ

Specustawa niekonieczna

Czy w opinii władz samorządowych potrzebna jest jakakolwiek zmiana przepisów, być może specustawa, która uprościłaby procedury? Zdania są podzielone. - Takie regulacje mogłyby być przydatne, jednak zagadnienie to dotyczy w szczególności gestorów poszczególnych linii elektroenergetycznych. Często inwestycje drogowe objęte specustawą zawierają, już na etapie projektu budowy lub przebudowy, całe uzbrojenie w obszarze objętym pozwoleniem, w tym sieci elektroenergetyczne - mówi Beata Krzyżanowska, rzeczniczka prezydenta Lublina.

Według samorządowców z Olsztyna specustawa bardziej przydałaby się przy prowadzeniu sieci terenowych wysokiego napięcia. - Ze względu to, że sieci terenowe (400 kV) mogą być budowane głównie jako napowietrzne, a konieczny pas oddziaływania jest stosunkowo szeroki (w zależności od wysokości prowadzenia przewodów), właściciele gruntów pod nimi nie zgadzają się na oddanie swoich terenów, woląc by linia przebiegała przez tereny sąsiada - wskazuje problem wymagający rozwiązania Patryk Pulitkowski.

Zdaniem urzędników z Krakowa nie ma konieczności nowelizacji przepisów czy przyjmowania jakiejś specustawy, bo obecnie obowiązująca w polskim prawie służebność przesyłu daje możliwość zastosowania właściwych dla tego celu regulacji. - Na terenie Krakowa przedsiębiorstwem przesyłowym z branży dostawy energii jest Tauron Dystrybucja SA. Nie odnotowaliśmy zgłaszanych przez tę spółkę trudności z uzyskaniem prawa do dysponowania gruntem Skarbu Państwa czy też gminy miejskiej Kraków. Wnioski realizowane są na bieżąco i przedsiębiorstwo w przewidzianych procedurą terminach nabywa tytuł prawny do gruntu - zapewnia Dariusz Nowak. I dodaje: - Przy budowie lub przebudowie infrastruktury zawsze występują problemy z zaplanowaniem i skoordynowaniem odpowiedniego miejsca dla sieci różnych gestorów, ale rolą projektantów i Zespołów Uzgodnień Dokumentacji Projektowych oraz urbanistów projektujących miasto jest znajdowanie rozwiązań. W oparciu o już funkcjonujące wymogi przy projektowaniu dróg inwestor zobowiązany jest do budowy kanałów technologicznych dla sieci telekomunikacyjnych.

Niektórzy jednak mają wątpliwości. - Temat wymaga szczegółowej analizy technicznej, więc nie można jednoznacznie na takie pytanie odpowiedzieć - zaznacza Tomasz Kunert ze stołecznego ratusza. - Z prostego spojrzenia na mapę, ile terenu zajmują te linie nadziemne, które przebiegają często w sąsiedztwie innych ciągów infrastrukturalny liniowej (np. kolej), nie wynika, by być był to znaczący zasób terenu w mieście - dodaje.

Odpłatność i uzgodnienia

W przypadku nieruchomości stanowiących własność Skarbu Państwa czy gminy (z wyłączeniem dróg publicznych) ustanawiana jest służebność przesyłu zgodnie z regulacjami kodeksu cywilnego. Pozwala to na obciążenie nieruchomości na rzecz przedsiębiorcy, który zamierza wybudować lub którego własność stanowią urządzenia służące do doprowadzania lub odprowadzania płynów, pary, gazu, energii elektrycznej itd. Przy czym w Krakowie, zgodnie z uchwałą radnych z 7 maja 2003 r., jeśli jest to teren Skarbu Państwa lub gminy, to obciążenie go ograniczonymi prawami rzeczowymi (nie wyłączając ustanowienia służebności przesyłu) następuje za wynagrodzeniem. Wysokość wynagrodzenia ustalana jest na podstawie operatu szacunkowego sporządzonego przez rzeczoznawcę majątkowego na zlecenie urzędu. Koszty wyceny zwraca urzędowi przedsiębiorstwo przesyłowe.

Jak tłumaczy Dariusz Nowak, sprawy inaczej wyglądają w przypadku zajęcia dróg publicznych. Tu w grę wchodzą bowiem przepisy o drogach publicznych, a niezbędne zgody wydaje zarządca drogi. - W praktyce przebieg służebności przesyłu dla projektowanej infrastruktury wyznacza miejscowy plan zagospodarowania terenu, a w przypadku jego braku decyzja o ustaleniu celu publicznego czy też decyzja o warunkach zabudowy. Przy ustaleniu przebiegu trasy istotne są również parametry i uzgodnienia branżowe rozstrzygające, czy nie następuje kolizja między istniejącą w terenie a planowaną do realizacji infrastrukturą techniczną - dodaje Dariusz Nowak. Uzgodnienia takiego dokonuje (w rozumieniu przepisów ustawy z 17 maja 1989 r. - Prawo geodezyjne i kartograficzne, t.j. Dz.U. z 2017 r. poz. 2101) starosta wykonujący zadania z zakresu administracji rządowej. Przykładowo w krakowskim magistracie jest to zespół koordynujący usytuowanie projektowanych sieci uzbrojenia terenu, będący w strukturach wydziału geodezji.

@RY1@i02/2018/054/i02.2018.054.18300070a.806.jpg@RY2@

Tomasz Żółciak

tomasz.zolciak@infor.pl

Urządzenia przesyłowe ograniczają własność nieruchomości

Umowa o służebność przesyłu pozwala operatorowi wejść na teren należący do kogoś innego w razie awarii czy konieczności remontu linii energetycznej. O decyzję o zajęciu należy w takiej sytuacji wystąpić do starosty

Przedsiębiorcy przesyłowi, zamierzający po różnego rodzaju klęskach żywiołowych przywrócić urządzenia do stanu poprzedniego, mogą napotkać na problemy ze strony właścicieli nieruchomości, na których urządzenia te się znajdują. Te kwestie powinny być szczegółowo uregulowane w ramach umowy służebności przesyłu. Jeśli tak jest, wystarczy zastosować się do tych regulacji. Jednak realne problemy mogą wystąpić także w innych przypadkach. Wówczas znajdzie zastosowanie ustawa z 21 sierpnia 1997 r. o gospodarce nieruchomościami (t.j. Dz.U. z 2018 r. poz. 121 ze zm.).

Ważny art. 124b

W analizowanym kontekście powołać należy przede wszystkim art. 124b ustawy o gospodarce nieruchomościami. Zgodnie z nim starosta może zobowiązać w drodze decyzji administracyjnej właściciela czy użytkownika wieczystego nieruchomości (lub osobę, której przysługują inne prawa rzeczowe do nieruchomości) do jej udostępnienia. Uzasadnieniem tego są czynności związane z konserwacją, remontami oraz usuwaniem awarii ciągów drenażowych, przewodów i urządzeń (nienależących do części składowych nieruchomości) służących do przesyłania lub dystrybucji płynów, pary, gazów i energii elektrycznej. Obejmuje to również inne podziemne czy nadziemne urządzenia i obiekty niezbędne do korzystania z ww. urządzeń przesyłowych, a także usuwanie wszystkich wyżej wymienionych urządzeń z gruntu. Ustawodawca precyzuje, że przedmiotowa decyzja administracyjna może również dotyczyć wyłącznie zapewnienia dojazdu umożliwiającego wykonanie tych czynności. Stosowanie art. 124b ustawy o gospodarce nieruchomościami jest uwarunkowane zamierzeniem realizacji (najczęściej przez przedsiębiorcę przesyłowego) prac mieszczących się pojęciach konserwacji, remontu czy usuwania awarii ciągów, przewodów i urządzeń. Jednak nie chodzi o ścisłe rozumienie tych pojęć, w tym ścisłe rozumienie remontu w świetle art. 3 ust. 8 prawa budowlanego. Przez konserwację i remonty należy rozumieć działania dotyczące ciągów, przewodów i urządzeń już istniejących i eksploatowanych, które nie zmieniają ich zasadniczych parametrów, a zarazem służą realizacji zadań określonych w prawie energetycznym, takich jak zagwarantowanie zaopatrzenia odbiorców w paliwa lub energię w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących wymagań jakościowych (wyrok Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Poznaniu z 6 grudnia 2017 r., sygn. akt II SA/Po 697/17, Legalis).

Szerokie możliwości

Z kolei art. 124 ust. 1 ustawy o gospodarce nieruchomościami obejmuje zarówno roboty inwestycyjne celu publicznego realizowane od podstaw, jak i polegające na przebudowie już istniejącej inwestycji celu publicznego w zakresie przekraczającym zwykłe prace konserwatorskie, bieżące remonty czy usuwanie awarii, których to robót dotyczy art. 124b ust. 1 ustawy o gospodarce nieruchomościami. Inna interpretacja uniemożliwiałaby przebudowę jakiejkolwiek linii energetycznej, skoro art. 124b ustawy o gospodarce nieruchomościami dotyczy wyłącznie prac związanych z bieżącą konserwacją, remontem czy usuwaniem awarii (wyrok Naczelnego Sądu Administracyjnego z 31 maja 2017 r., sygn. akt I OSK 2618/16, Legalis). Zakres sytuacji objętych przez art. 124b ustawy o gospodarce nieruchomościami jest szeroki. Przykładowo wymóg uzyskania decyzji zezwalającej na wycinkę drzew na podstawie art. 83 ust. 1 pkt 2 ustawy z 16 kwietnia 2004 r. o ochronie przyrody (t.j. Dz.U. z 2018 r. poz. 142 ze zm.), jako niezbędnej do dokonania tej czynności przez gestora sieci elektroenergetycznej w celu dokonania konserwacji, remontu, usunięcia awarii urządzeń, nie stanowi naruszenia art. 124b ust. 1 ustawy o gospodarce nieruchomościami. WSA w Białymstoku uznał, że wycinka drzew mieści się w pojęciu "czynności" o jakich stanowi ww. art. 124 b ust. 1, które mogą być wykonane przez gestora sieci po uzyskaniu ostatecznego pozwolenia na wycinkę drzew (wyrok WSA w Białymstoku z 4 listopada 2014 r., sygn. akt II SA/Bk 777/14, Legalis).

6 miesięcy na tyle maksymalnie właściciel musi udostępnić nieruchomość w celu remontu sieci czy usunięcia awarii

Maksymalny czas udostępnienia na tej podstawie nieruchomości nie może być dłuższy niż 6 miesięcy. Starosta może w ważnych przypadkach zezwolić na niezwłoczne zajęcie nieruchomości zaraz po wydaniu wyżej wymienionej decyzji (zobowiązującej do udostępnienia nieruchomości). Problematyka z tym związana zostanie omówiona w dalszej części niniejszego artykułu.

Odszkodowanie dla właściciela

Za udostępnienie nieruchomości i związane z tym szkody właścicielowi nieruchomości (lub dysponentom innych praw do nieruchomości) przysługuje odszkodowanie. Co do zasady jego wysokość powinna zostać określona na podstawie uzgodnienia dokonanego między przedsiębiorcą przesyłowym a osobą, której prawa się ogranicza. Ustawodawca pozostania czas 30 dni (licząc od dnia, w którym upłynął termin udostępnienia nieruchomości) na dokonanie tego rodzaju ustaleń. Jeżeli strony nie dojdą w tym zakresie do porozumienia, to obowiązkiem starosty będzie wszczęcie postępowania w sprawie ustalenia odszkodowania. Przy tej okazji pamiętać trzeba, że do przesłanek materialnych przysługiwania odszkodowania, o którym mowa w art. 124b ust. 4 ustawy o gospodarce nieruchomościami, nie należy korzystanie z nieruchomości po jej udostępnieniu. Brak przesłanki materialnoprawnej skutkuje odmową przyznania odszkodowania, która to odmowa jest efektem merytorycznego rozpatrzenia żądania (wyrok NSA z 14 października 2014 r., sygn. akt I OSK 500/13, Legalis).

Powyższe regulacje nie pozostawiają większych wątpliwości praktycznych. Niekiedy jednak sądy zajmowały się zakresem prac, który uzasadnia zastosowanie art. 124b ustawy o gospodarce nieruchomościami. W takich sytuacjach opierać się przede wszystkim trzeba na regulacjach określonych przez prawo budowlane lub inne akty specjalistyczne. Warto zwrócić uwagę na kwestię dotyczącą rokowań, zwłaszcza w przypadku współwłasności nieruchomości. Jeżeli we wskazanym terminie 30 dni nie uzyska się porozumienia ze wszystkimi współwłaścicielami (ale tylko z niektórymi z nich), nie ma podstaw do przedłużenia negocjacji. Zawarcie porozumień z częścią współwłaścicieli będzie wiążące, ale nie zmienia to faktu, że względem pozostałych należy kontynuować opisane wyżej działania.

Co mówi przepis

Starosta, wykonujący zadanie z zakresu administracji rządowej, może ograniczyć, w drodze decyzji, sposób korzystania z nieruchomości przez udzielenie zezwolenia na zakładanie i przeprowadzenie na nieruchomości ciągów drenażowych, przewodów i urządzeń służących do przesyłania lub dystrybucji płynów, pary, gazów i energii elektrycznej oraz urządzeń łączności publicznej i sygnalizacji, a także innych podziemnych, naziemnych lub nadziemnych obiektów i urządzeń niezbędnych do korzystania z tych przewodów i urządzeń, jeżeli właściciel lub użytkownik wieczysty nieruchomości nie wyraża na to zgody. Ograniczenie to następuje zgodnie z planem miejscowym, a w przypadku braku planu, zgodnie z decyzją o ustaleniu lokalizacji inwestycji celu publicznego.

W nagłej potrzebie

Może się jednak zdarzyć, że zastosowanie samego art. 124b ustawy o gospodarce nieruchomościami nie będzie wystarczające. Tak jak choćby w sytuacji, kiedy podjęcie niezbędnych działań będzie bardzo pilne, a każde, nawet drobne opóźnienie, może skutkować poważnymi szkodami. Wówczas przedsiębiorca przesyłowy powinien skorzystać z art. 126 ustawy o gospodarce nieruchomościami. Zgodnie z tym przepisem w przypadku siły wyższej lub nagłej potrzeby zapobieżenia powstaniu znacznej szkody starosta wykonujący zadania z zakresu administracji rządowej udziela zezwolenia na czasowe zajęcie nieruchomości. Maksymalny okres również w tym przypadku nie może być dłuższy niż 6 miesięcy (licząc od dnia zajęcia nieruchomości). W sytuacji, kiedy postępowanie prowadzone jest na wniosek (a w niniejszym przypadku o tego rodzaju postępowania właśnie chodzi), organ musi wydać decyzję nie później niż w terminie 7 dni, licząc od dnia złożenia wniosku. Jest to więc bardzo krótki czas, powodujący konieczność pewnych uproszczeń postępowania. Organ administracji publicznej nie będzie miał więc obowiązku przed zakończeniem postępowania wezwania strony do odniesienia się do zgromadzonych dowodów i przytoczonych faktów. Trzeba również dodać, że decyzja zezwalająca na czasowe zajęcie nieruchomości ma nadawany rygor natychmiastowej wykonalności.

!Gdy mamy do czynienia z siłą wyższą lub nagłą potrzebą zapobieżenia znacznej szkodzie, starosta wykonujący zadania z zakresu administracji rządowej udziela zezwolenia na czasowe zajęcie nieruchomości.

W orzecznictwie wskazuje się, że nagła potrzeba nie jest równoznaczna z nagłością mającego nastąpić zdarzenia, lecz wskazuje na sytuacje nadzwyczajne jako przyczyny zagrożenia, a mianowicie katastrofy, awarie urządzeń lub sieci itp. Istotą tej przesłanki jest taka nieprzewidywalna sytuacja lub stan, które nakazują szybkie, natychmiastowe działanie w celu zapobieżenia powstaniu znacznej szkody, przy czym podstawą wydania decyzji powinny być także wiarygodne informacje, z których wynika potrzeba niezwłocznego działania. Owa nagłość wymaga zatem powiązania z przeciwdziałaniem zdarzeniom, które miałyby w przyszłości wpływ na powstanie znacznej szkody. Chodzi zatem o możliwość wystąpienia zdarzenia, które może zaistnieć bez wpływu człowieka, jak i jego zaniechań. A to dlatego, że szkoda może powstać w każdym momencie, co wymaga odpowiedniej reakcji. Ponadto może się to wiązać z wystąpieniem siły wyższej, czyli zdarzenia nie tyle powstałego bez wpływu człowieka, ile niedającego się przewidzieć. To jednak nie oznacza, że nie można takiego zdarzenia się spodziewać w przyszłości z uwagi na stopień prawdopodobieństwa. Ocena, czy w danym przypadku zachodzi siła wyższa, powinna być dokonywana z zewnątrz, przy uwzględnieniu indywidualnej sytuacji ocenianego (wyrok NSA z 4 marca 2016 r., sygn. akt I OSK 1274/14, Legalis). Przykładowo więc w sytuacji, kiedy mamy do czynienia z linią energetyczną, pewnym zagrożeniem może być dla niej występowanie w niewielkiej odległości wysokiego zadrzewienia, co może doprowadzić do awarii takiej linii lub pożaru. W tym kontekście trzeba podkreślić, że wskazana przez ustawodawcę nagłość jakiegoś zdarzenia nie jest równoznaczna z tym, aby wszyscy oczekiwali na moment, aż dana szkoda powstanie. Można działać wcześniej. Czyli ujmując to inaczej, podstawa do wydania decyzji zezwalającej na czasowe zajęcie nieruchomości zaistnieje także wtedy, gdy szkoda teoretycznie może powstać w każdej chwili, ale z całą pewnością nie da się stwierdzić, kiedy dokładnie to nastąpi. Tak jak w przypadku art. 124b ustawy o gospodarce nieruchomościami, również tutaj przewidziane są negocjacje. Mają one dotyczyć wysokości odszkodowania za udostępnienie nieruchomości oraz szkody powstałe w wyniku zajęcia nieruchomości. Jeżeli wspólnego stanowiska nie da się uzyskać w ciągu 30 dni od upływu terminu udostępnienia, starosta musi wszcząć postępowanie w celu ustalenia odszkodowania.

5 tys. zł za każdy dzień zwłoki - tyle wynosi kara za nieterminowe złożenie wniosku o zajęcie nieruchomości, jeśli zainteresowany podmiot musiał wejść na nią bez wcześniejszej decyzji

Trzy dni na wniosek

W art. 126 ustawy o gospodarce nieruchomościami określono dwa stany faktyczne:

1) kiedy podmiot występuje o wydanie decyzji przed zajęciem nieruchomości,

2) kiedy podmiot wystąpi do organu o wydanie decyzji już po zajęciu nieruchomości.

W tym drugim przypadku zgodnie z art. 126 ust. 5 powołanej ustawy organ wydaje decyzję potwierdzającą zajęcie nieruchomości. Wniosek ze strony podmiotu, który zajął nieruchomość, może być złożony nie później niż w terminie 3 dni od zajęcia nieruchomości. Wówczas organ musi wydać decyzję maksymalnie w terminie 7 dni od dnia złożenia tego wniosku. Sama decyzja może być wydana wówczas nie później niż po upływie 6 miesięcy, licząc od dnia zajęcia nieruchomości. W sytuacji, gdyby taki wniosek nie został w odpowiednim terminie złożony, starosta ma obowiązek obciążenia podmiotu zajmującego nieruchomość karą pieniężną w wysokości 5000 zł za każdy dzień zwłoki (licząc od dnia, w którym upłynął termin złożenia wniosku).

Wskazane regulacje co do zasady są w miarę jasne i łatwo je można dostosować do licznych stanów faktycznych. W praktyce czasem mogą powstawać wątpliwości odnośnie do możliwości zawieszenia postępowania lub innych sposobów jego przedłużenia. Ustawodawca jest tutaj konkretny - wskazane w ustawie o gospodarce nieruchomościami terminy określono w sposób jednoznaczny z tego właśnie powodu, że w przedmiotowym postępowaniu szczególnie liczy się szybkość działań. Dlatego z zasady większość prób obejmujących takie przedłużenie skazana jest na niepowodzenie. Na obecnym etapie nie ma więc potrzeb dokonywania szerszych zmian omawianych przepisów. ⒸⓅ

@RY1@i02/2018/054/i02.2018.054.18300070a.101(c).jpg@RY2@

dr Maciej J. Nowak

radca prawny