Rządowy projekt ustawy o zmianie ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw oraz o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych

energię elektryczną, przeznaczoną do zasilania pojazdów samochodowych, będą mogli 
zdecydować  o  przystąpieniu  do  realizacji  NCR,  po  poinformowaniu  o  tym  Prezesa 
URE.  
Ustawa  określa  wysokość  NCR  na poziomie  6%  w  2020 r.  Wartość  redukcji liczona 
będzie od bazowego poziomu emisji gazów cieplarnianych wyliczonego na podstawie 
danych za 2010 r.  
Zgodnie ze wstępnymi propozycjami Komisji Europejskiej (dalej KE), cele w zakresie 
redukcji emisji gazów cieplarnianych do atmosfery mogą być realizowane m.in. przez 
stosowanie biokomponentów i biopaliw ciekłych oraz ograniczanie emisji powstających 
podczas spalania i uwalniania gazów do atmosfery w miejscach wydobycia ropy 
naftowej. Ponadto przedsiębiorcy będą mogli ograniczyć emisję gazów cieplarnianych 
poprzez stosowanie paliw o niższej wartości emisyjności, takich jak np. LPG czy CNG. 
Art.  7a  ust.  1  dyrektywy  2009/30/WE  stanowi,  że  ze  skutkiem  od  2011  r.  wchodzi 
w życie  obowiązek  sprawozdawczy  w  zakresie  natężenia  emisji  gazów  cieplarnianych 
w  cyklu  życia  paliw.  Jednakże  niniejszy  przepis  stanowi  również,  iż  w  stosownych 
przypadkach Komisja Europejska ustanawia wytyczne dotyczące wdrażania niniejszego 
ustępu. Ponadto, zgodnie z ust. 5, środki niezbędne do wprowadzenia w życie art. 7a, 
w tym m.in. w zakresie ustanowienia metodyki obliczania emisji gazów cieplarnianych 
w całym cyklu życia paliw i energii, metodykę obliczania wartości bazowej w 2010 r., 
regulacje  dotyczące  wspólnego  wypełniania  obowiązku  redukcji  przez  grupę 
dostawców, są przyjmowane zgodnie z procedurą regulacyjną połączoną z kontrolą.  
Zgodnie z procedurą komitetową wynikającą z przepisów dyrektywy 2009/30/WE KE 
wspomaga  Komitet  ds.  Jakości  Paliw,  którego  głównym  celem  jest  wypracowanie 
wspólnego stanowiska w kwestii implementacji art. 7a dyrektywy 2009/30/WE. 
W ramach  działania  Komitetu,  KE  przekazała  państwom  członkowskim  materiały  do 
konsultacji  dotyczące  metodyki  obliczeń  emisji  gazów  cieplarnianych  (w 2009 r. 
i 2010 r.).  Na  podstawie  wyników  tychże  konsultacji  KE  przygotowała  projekt 
dyrektywy  ustanawiającej  metodykę  obliczeń  i  sprawozdawczości  i  przekazała  go 
państwom członkowskim w październiku 2011 r.  
W projekcie dyrektywy zaproponowano metodykę  obliczania emisji gazów 
cieplarnianych opartą o odrębne wartości domyślne (default values) dla benzyn i oleju 
4 
 
napędowego, uwarunkowane źródłem pochodzenia surowca do ich produkcji, oraz dla 
innych paliw, np. LPG i CNG (określone w gCO /MJ). Ponadto zgodnie z założeniami 
2eq
projektu  dyrektywy  redukcja  emisji  GHG  będzie  liczona od konkretnej bazowej 
wartości (określonej w projekcie dyrektywy na poziomie emisji z roku 2010 wynoszącej 
88,3 gCO2eq/MJ).  Komitet  ds.  Jakości  Paliw  do  lutego  2012  r.  dyskutował  nad 
przedłożonym przez KE projektem dyrektywy, po czym na posiedzeniu ww. Komitetu, 
które odbyło się w dniu 23 lutego 2012 r., przeprowadzono głosowanie nad projektem 
dyrektywy.  Polska  głosowała  za  odrzuceniem  projektu  dyrektywy  w  brzmieniu 
proponowanym przez  KE,  ponieważ  nie  uwzględniała  ona  krajowego  stanowiska 
popierającego zastosowania pojedynczej wartości domyślnej. 
Prezentowane przez polską  stronę  podejście  w  sposób  najpełniejszy  reprezentuje 
interesy krajowego sektora zajmującego się przerobem ropy naftowej. Sektor paliwowy 
wyraża  obawy,  że  przyjęcie  odrębnych  wartości  domyślnych  emisji  GHG  dla  paliw, 
które zostanie  uwarunkowane  źródłem  ich  pochodzenia,  może  doprowadzić  w  dalszej 
perspektywie do wprowadzenia indywidualnej oceny emisji poszczególnych rodzajów 
ropy  konwencjonalnej.  To  z  kolei  wpłynęłoby  negatywnie  na  polskie rafinerie, 
korzystające  przede  wszystkim  z  rosyjskiej  ropy  REBCO,  która  z  racji  składu 
chemicznego  byłaby  obciążona  wysokim  wskaźnikiem  emisyjności  CO2 
(w przeciwieństwie  do  ropy  używanej  przez  rafinerie  w  krajach  EU15,  korzystające 
przede wszystkim z ropy  BRENT).  Należy  mieć  na  uwadze  fakt,  że  krajowe rafinerie 
nie mają wpływu na wysokość emisji GHG, występujące podczas procesu wydobycia 
i przechowywania ropy na terenie Rosji  –  co  dodatkowo  komplikowałoby  możliwości 
dokonywania tego typu obliczeń. 
Wyniki  głosowania  nad  projektem  dyrektywy  uwidoczniły  brak  porozumienia  państw 
członkowskich  w  przedmiotowej  kwestii,  jak  również  ogólną  dezaprobatę  dla 
propozycji zaproponowanych przez KE (za:  89  głosów;  przeciw:  128;  wstrzymało  się 
od  głosu:  128).  W  związku  z  ww. wynikami,  projekt  dyrektywy  nie  został  dalej 
procedowany zgodnie  z  obowiązującym  trybem  i  do dnia dzisiejszego nie  został 
przekazany pod obrady Rady Unii Europejskiej. Jednocześnie w kwietniu 2012 r. w KE 
podjęta  została  ostatecznie decyzja  o  konieczności  uzupełnienia  projektu  dyrektywy 
o ocenę  skutków (impact assessment),  uwzględniając  w  ten  sposób  postulaty  znacznej 
części  państw  członkowskich  zgłaszane  w  trakcie  konsultacji,  a  także  mówiące 
5 
 
o konieczności  dokonania  stosownych  uzupełnień  w  projekcie.  Decyzja  ta  została 
podjęta pomimo tego, że początkowo KE postulat ten odrzucała.  
Wstępnie  KE  szacowała,  że  prace  nad  oceną  skutków  potrwają  najwyżej  do  końca 
2012 r.  Jednakże  na warsztatach zorganizowanych  w dniu 20 grudnia 2012 r. 
przedstawione zostały jedynie wstępne wyniki prac obejmujące założenia opracowane 
przez  firmę  doradczą  ICF  International, które  dotyczyły  oceny  skutków m.in. 
w zakresie  propozycji  alternatywnych metod obliczania emisji gazów cieplarnianych. 
Zaproponowane  warianty  opierają  się  na  różnych  założeniach  wyjściowych,  m.in. 
wartościach domyślnych (standardowych) lub rzeczywistych. Na kolejnych warsztatach 
zorganizowanych przez KE (w dniu 15 kwietnia 2013 r.) kontynuowana była dyskusja 
w ww. sprawie. 
W ramach wariantów uwzględniających wartości domyślne zostało rozróżnionych kilka 
podgrup (propozycji alternatywnych) uwzględniających pojedyncze wartości domyślne 
dla poszczególnych rodzajów paliw lub też odrębne wartości domyślne uwzględniające 
źródło pochodzenia surowca – konwencjonalne i niekonwencjonalne źródła (np. piaski 
roponośne).  Ponadto,  zgodnie z proponowanymi alternatywnymi scenariuszami, 
wartości  domyślne  mogą  być  określone  na  poziomie  całej  UE  lub na poziomie 
poszczególnych państw członkowskich.  
Zaproponowane  warianty,  które  zostały  zaprezentowane  w  grudniu  2012 r.,  zostały 
wstępnie  opracowane  w  sposób  bardzo  ogólny,  nie  zawierały  szeregu istotnych 
elementów,  które  pozwoliłyby  na  precyzyjne  dokonanie analiz na poziomie 
poszczególnych państw członkowskich w zakresie wpływu, jaki proponowana regulacja 
wywrze  na  przedsiębiorców.  Należy  zatem  zauważyć,  że  zarówno  prace  nad  oceną 
skutków  tej  regulacji,  jak  i  ostateczne  propozycje  dotyczące  metodyki  obliczeń  oraz 
sprawozdawczości  będą  kontynuowane  w  KE.  Na obecnym etapie Ministerstwo 
Gospodarki konsultuje poszczególne warianty z  branżą  paliwową  oraz bierze  aktywny 
udział w dyskusji toczącej się w tej kwestii na forum UE.  
Mając  na  uwadze  powyższe,  w  szczególności  uwzględniając  fakt,  iż  obecnie  nie  jest 
możliwe  wskazanie  jednoznacznego  sposobu  realizacji  celów  wynikających  z  art.  7a 
dyrektywy  2009/30/WE,  w  projekcie  nowelizowanej  ustawy  przyjęto  rozwiązanie, 
zgodnie z którym akty wykonawcze,  określające  szczegółową  metodykę  obliczania 
6 
 
emisji  gazów  cieplarnianych  w  przeliczeniu  na  jednostkę  energii  z  paliw  innych  niż 
biopaliwa ciekłe oraz z energii elektrycznej przez podmioty realizujące NCR, wskaźniki 
emisji gazów cieplarnianych dla poszczególnych paliw oraz energii, poziom emisji 
gazów  cieplarnianych  w  przeliczeniu  na  jednostkę  energii  z  2010  r.,  szczegółowy 
sposób  wspólnej realizacji  przez  podmioty  realizujące  NCR  obowiązków  w  zakresie 
redukcji  emisji  gazów  cieplarnianych  oraz  sprawozdawczości,  wejdą  w  życie 
w terminie  późniejszym,  a ich  wydanie  jest  uzależnione  od  przedłożenia  przez  KE 
wytycznych w tym zakresie  –  a  więc  po  zakończeniu  prac nad projektem 
ww. dyrektywy i jej wejściem w życie. 
Należy podkreślić, że wartości domyślne dla LPG i CNG zostały określone w projekcie 
dyrektywy  na  poziomie, który  umożliwi  redukcję  na  poziomie  kilkunastu  procent 
w stosunku  do  paliw  mineralnych  (benzyn  silnikowych  lub  oleju  napędowego). 
W związku  z  powyższym,  zakładając,  iż  wstępne  propozycje  KE  w  tym  zakresie  nie 
ulegną zmianie, przedsiębiorcy zajmujący się obrotem przede wszystkim LPG i CNG 
na cele transportowe mogą  się  okazać  „poszukiwanym partnerem” do wykazania 
redukcji emisji gazów cieplarnianych przez tych  z  przedsiębiorców, którzy  zajmować 
się będą obrotem benzyną silnikową oraz olejem napędowym. W takich przypadkach 
istnieje  bowiem  możliwość  skorzystania  z  przewidzianej w przepisach ustawy 
możliwości  w  zakresie  wspólnego  wypełniania  NCR  przez podmioty do tego 
zobowiązane.  
Jednakże pokreślić należy, że w opinii podmiotów zobowiązanych do  realizacji NCR 
zajmujących  się  działalnością  gospodarczą  w  zakresie  wytwarzania,  importu  lub 
nabycia wewnątrzwspólnotowego paliw ciekłych lub biopaliw ciekłych istnieje jedynie 
ograniczona  możliwość  wsparcia  realizacji  NCR  poprzez  dodatkową  sprzedaż  tzw. 
paliw  niskoemisyjnych  ze  względu  na  już  dojrzały  i  rozwinięty  rynek  LPG  w  Polsce 
(konsumpcja  tego  paliwa  pozostaje  od  dłuższego  czasu  na  stałym  poziomie)  oraz 
ograniczone możliwości zwiększenia produkcji tego paliwa przez rafinerię. Paliwo LPG 
niemal  w  całości  pochodzi  z  importu  (w  ubiegłym  roku  sprowadzono  do  Polski  84% 
skonsumowanego  LPG),  więc  biorąc  pod  uwagę,  że  zastępuje  ono  produkowane 
w kraju benzyny silnikowe, wzrost konsumpcji tego paliwa (w tym również z uwagi na 
konieczność  realizacji  NCR)  nie  leży  w  interesie  krajowego  przemysłu  rafineryjnego 
i bezpieczeństwa energetycznego kraju.  
7 
 
Brak  rozbudowanej  i  kosztownej  infrastruktury  oraz  dostatecznej  ilości  pojazdów 
dostosowanych do LNG i CNG ogranicza wsparcie tych paliw na  potrzeby  realizacji 
NCR,  rozumianego  jako  wzrost  udziału  LPG,  LNG  lub  CNG  będącego  efektem 
konieczności realizacji obowiązku nałożonego na podmioty zobowiązane do realizacji 
NCR. 
Ponadto należy podkreślić, że biokomponenty charakteryzują się znacznie niższą emisją 
gazów cieplarnianych (np. bioetanol z pszenicy – 
55 
gCO2eq/MJ,  
estry  –  52 gCO2eq/MJ)  niż  paliwa  gazowe  (LPG  –  73,6  gCO2eq/MJ, LNG 
 
i CNG – 76,7  gCO2eq/MJ), dając w związku z tym większe efekty w zakresie redukcji 
emisji.  Mając  na  uwadze  powyższe,  redukcja  emisji  gazów  cieplarnianych  w  cyklu 
życia  paliw  będzie  głównie  realizowana  poprzez  stosowanie  niskoemisyjnych 
biokomponentów w paliwach oraz biopaliwach ciekłych.  
 Przepisy ustawy stanowią również, że w ramach zapewnienia mechanizmu monitoringu 
i  sprawozdawczości  realizacji  przepisów  ustawy,  zostanie  wprowadzony  obowiązek 
corocznego  (do dnia 1  marca)  przedkładania  szczegółowych  sprawozdań  Prezesowi 
URE  przez  podmioty  zobowiązane  do  realizacji  NCR  dotyczących  natężenia  emisji 
gazów cieplarnianych w cyklu życia paliw i energii elektrycznej. Zgodnie z przepisami 
ustawy  sprawozdania  roczne  mogą  być  sporządzone  w  postaci  elektronicznej  oraz 
przesyłane za pośrednictwem środków komunikacji elektronicznej.  
Na podstawie ww. sprawozdań  rocznych,  Prezes  URE  będzie  zobowiązany  do 
corocznego sporządzania i przedstawiania Radzie Ministrów zbiorczego raportu dla KE 
(do dnia 31 maja), który następnie przekaże KE (do dnia 30 czerwca).  
Przepisy  ustawy  zobowiązują  również  ministra  właściwego  do  spraw  finansów 
publicznych do przekazywania Prezesowi URE sprawozdania rocznego zawierającego 
informacje  dotyczące  ilości  gazu  skroplonego  (LPG),  sprężonego  gazu  ziemnego 
(CNG)  oraz skroplonego gazu ziemnego (LNG)  importowanych oraz sprowadzanych 
w ramach nabycia wewnątrzwspólnotowego przez podmioty realizujące NCR (art. 30g 
ust. 1). 
Minister  Gospodarki  określi,  w  drodze  rozporządzenia,  wzór sprawozdania dla 
podmiotów realizujących NCR oraz sprawozdania zbiorczego przygotowywanego przez 
Prezesa URE, mając na względzie przyjęte w UE regulacje w tym zakresie. 
8