Ustawa ta ma znaczący wpływ na przyszłość funkcjonowania polskiego sektora energetycznego. Zasadniczym celem ustawy jest zaspokojenie niedoboru mocy wytwórczych wynikającego z przewidywanego wzrostu zapotrzebowania na moc szczytową i równoczesnego znacznego zakresu planowanych wycofań jednostek wytwórczych z eksploatacji. Ustawa wprowadza rozwiązania funkcjonalne rynku dwutowarowego, rozgraniczając płatności za energię i płatności za gotowość do świadczenia usługi dostawy lub redukcji mocy. Reguluje ona między innymi zasady świadczenia usługi pozostawania w gotowości do dostarczenia mocy elektrycznej, organizację rynku mocy oraz prawa i obowiązki uczestników rynku mocy. Ustawa wprowadza możliwość zawierania kontraktów mocowych trwających do 15 lub do 5 lat dla jednostek nowych oraz do 5 lat dla jednostek modernizowanych lub planowanych jednostek redukcji zapotrzebowania – DSR w zależności od jednostkowych poziomów nakładów inwestycyjnych odniesionych do mocy osiągalnej netto. Dodatkowo dla jednostek nowych lub modernizowanych o emisyjności poniżej 450 kg CO2/MWh oraz jednostek kogeneracyjnych zasilających systemy ciepłownicze wprowadzono możliwość zawierania umów mocowych dłuższych o kolejne 2 lata. Pierwsze aukcje na dostawy mocy w latach 2021-2023 zostaną przeprowadzone jeszcze w 2018 r. W lutym 2018 r. Komisja Europejska zatwierdziła polski mechanizm rynku mocy. Decyzją Prezesa URE w marcu 2018 r. został zatwierdzony regulamin rynku mocy. Przepisy wykonawcze, zawierające parametry aukcji na okresy dostaw 2021-2023, Minister Energii określi do dnia 22 sierpnia 2018 r. Prognozowane zapotrzebowanie na moc dla okresu dostaw przypadającego na lata 2022 i 2023 zostanie określone z uwzględnieniem wyników odpowiednio pierwszej i drugiej aukcji głównej. Koszty rynku mocy mają być ponoszone przez odbiorców końcowych, za pośrednictwem składnika taryfy przesyłowej zwanego opłatą mocową.
Otoczenie regulacyjne
Współcześnie funkcjonowanie żadnego kraju nie jest możliwe bez elektroenergetyki.
Wspomniany sektor gospodarki ma strategiczne znaczenie dla każdego państwa, dlatego jest mocno regulowany zarówno przez przepisy krajowe, jak i – w przypadku państw będących członkami Unii Europejskiej takich jak Polska – przez regulacje europejskie. Ma to na celu zapewnienie dostępności energii elektrycznej po racjonalnych cenach, zwiększenie efektywności funkcjonowania i rozwój energetyki. Wprowadzanie różnych mechanizmów regulacyjnych ma eliminować niepożądane działania, w tym ewentualne zakłócenia w dostawach energii czy niekontrolowane wzrosty jej cen, co mogłoby negatywnie wpływać na całą gospodarkę. W Polsce regulację rynku energii realizuje Urząd Regulacji Energetyki (URE), zaliczany do centralnych organów administracji rządowej. URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą Prawo energetyczne i założeniami polityki energetycznej państwa, zmierzając jednocześnie do równoważenia interesów poszczególnych podmiotów uczestniczących w rynku energii. W 2017 r. Prezes URE utrzymał obowiązek przedkładania do zatwierdzenia taryf dla gospodarstw domowych, wskutek czego przedsiębiorstwa obrotu miały ograniczony wpływ na wypracowywane marże w Segmencie Sprzedaż (taryfa G).
Rok 2017 przyniósł szereg zmian regulacyjnych zarówno na poziomie krajowym, jak i europejskim. Z punktu widzenia warunków realizacji Strategii Grupy TAURON najważniejsze z nich to niewątpliwie Ustawa o rynku mocy oraz opublikowanie konkluzji BAT. Obie te regulacje będą miały silny wpływ na efektywność aktywów konwencjonalnych Grupy TAURON i jednocześnie postrzegane są jako szansa i wyzwanie. Oczywiście ostateczne efekty tych regulacji będą znane po przeprowadzeniu aukcji rynku mocy i po decyzjach inwestycyjnych TAURON i naszej konkurencji w zakresie dostosowania jednostek wytwórczych do wymagań emisyjnych wynikających z konkluzji BAT.
Regulacje krajowe:
Ustawa o rynku mocy
Obligo giełdowe
Ustawa o odnawialnych źródłach energii (OZE)
Zmiana ustawy Prawo wodne
Operacyjna Rezerwa Mocy (ORM)
W 2017 r. model ORM nie uległ zmianie w obszarze funkcjonalnym. Zmieniły się natomiast parametry modelu, co jest związane ze zmianą bazy do kalkulacji modelu. Zwiększeniu uległ budżet godzinowy ORM ze 128 758,72 zł do 144 070,61 zł oraz cena referencyjna godzinowa CRRM z 41,20 zł/MWh do 41,79 zł/MWh. Wielkość godzinowa wymaganej operacyjnej rezerwy mocy zmieniła się z 3451,09 MW/h na 3447,49 MW/h. Średnia ważona cena COR w 2017 r., wyznaczona w oparciu opublikowane przez PSE dane, wyniosła 33,88 zł/MWh.
Taryfa antysmogowa
Zmiana ustawy o zapasach gazu ziemnego
Zniesienie obowiązku taryfowego dla gazu
W ramach ustawy z dnia 30 listopada 2016 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw w 2017 r. został wprowadzony harmonogram zniesienia obowiązku zatwierdzania przez Prezesa URE i stosowania Taryf dla paliw gazowych, zgodnie z którym następuje zwolnienie z zatwierdzania taryf odpowiednio:
1. od 1 stycznia 2017 r. dla obrotu (sprzedaży) gazu w punkcie wirtualnym, sprzedaży LNG i CNG oraz sprzedaży w trybie przetargów, aukcji lub zamówień publicznych;
2. od 1 października 2017 r. dla odbiorców końcowych (bez odbiorców w gospodarstwach domowych);
3. od 1 stycznia 2024 r. dla odbiorców w gospodarstwach domowych.