Brak notatek
Koszyk jest pusty
Wyślij do drukarki
Usuń

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

Niskie ceny energii elektrycznej nie wnoszą zachęt do podejmowania decyzji inwestycyjnych, co może w przyszłości generować problemy z zapewnieniem bezpieczeństwa dostaw energii do KSE. Od 2016 r. prowadzone były w Polsce prace nad mechanizmem gwarantującym w perspektywie średnio- i długoterminowej utrzymanie mocy wytwórczych na odpowiednim poziomie. W ich konsekwencji 28 grudnia 2017 r. Prezydent RP podpisał Ustawę z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, która weszła w życie dnia 18 stycznia 2018 r.

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.

Rozwiń Zwiń

Obligo giełdowe

Ustawa z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, ogłoszona w dniu 3 stycznia 2018 r., dokonała zmiany ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne. W nowym brzmieniu Prawa energetycznego przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej jest obowiązane sprzedawać nie mniej niż 30% (wcześniej obowiązek wynosił nie mniej niż 15%) energii elektrycznej wytworzonej w danym roku na giełdach towarowych.

Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej realizuje obowiązek za 2018 r. w odniesieniu do energii elektrycznej wytworzonej od dnia 1 stycznia 2018 r. Obowiązek ten zapewnia zwiększenie płynności na giełdzie, tym samym zmniejsza podatność na spekulacyjny charakter transakcji, wprowadzając większą transparentność cen na rynku energii elektrycznej i poprawiając konkurencyjność tego rynku.

Rozwiń Zwiń

Ustawa o odnawialnych źródłach energii (OZE)

W 2017 r. trwały prace związane z kolejnymi nowelizacjami uchwalonej w dniu 20 lutego 2015 r. ustawy o odnawialnych źródłach energii (ustawa o OZE). W czerwcu 2017 r. opublikowano i skierowano do konsultacji publicznych projekt nowelizacji ustawy, którego głównym celem było zapewnienie zgodności przepisów ustawy o OZE z przepisami pomocowymi wydanymi przez Komisję Europejską. Przedstawione zmiany w pełni dostosowują przepisy ustawy o OZE do wymogów określonych w wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach 2014–2020, które powinny zasadniczo zapewnić ograniczenie dotacji do minimum. W zakresie nowelizacji określono między innymi nową regułę kumulacji pomocy publicznej, nowy podział na koszyki aukcyjne, zaproponowano dodatkowe zasady wsparcia w postaci taryf Feed in Tariff (FIT) i Feed in Premium (FIP) dla wytwórców energii ze źródeł odnawialnych dedykowanych dla mikro- i małych instalacji OZE wykorzystujących stabilne i przewidywalne źródła energii (hydroenergia, biogaz, biogaz rolniczy) o mocy zainstalowanej mniejszej niż 500 kW – FIT oraz o mocy nie mniejszej niż 500 kW i mniejszej niż 1 MW – FIP. W marcu 2018 r. projekt nowelizowanej ustawy został skierowany do Sejmu na I czytanie.

Z dniem 30 sierpnia 2017 r. weszło w życie rozporządzenie Ministra Energii z dnia 11 sierpnia 2017 r. w sprawie zmiany wielkości udziału ilościowego sumy energii elektrycznej wynikającej z umorzonych świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii elektrycznej z odnawialnych źródeł w latach 2018–2019 określające poziomy obowiązków. Poziomy te odpowiednio wynoszą 17,5% oraz 18,5%, natomiast dla „błękitnych” certyfikatów wielkość udziału dla 2018 r. oraz 2019 r. wynosi 0,5%. Nowe obowiązki powinny skutkować redukcją nadwyżki certyfikatów na rynku, a co za tym idzie, także wzrostem cen, które będą ograniczone nową, ustalaną dla każdego roku opłatą zastępczą.

Z dniem 25 września 2017 r. weszła w życie ustawa z dnia 20 lipca 2017 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii. Zasadniczą zmianą tej nowelizacji jest rezygnacja ze stałej wartości opłaty zastępczej wynoszącej 300,03 zł/MWh i powiązanie jej z rynkowymi cenami świadectw pochodzenia energii z niektórych OZE („zielonych” oraz „błękitnych” certyfikatów). Opłata ma wynosić 125% rocznej ceny średnioważonej praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia energii z OZE, jednak nie więcej niż 300,03 zł/MWh.

13 grudnia 2017 r., na mocy przepisów UE w dziedzinie pomocy państwa, Komisja Europejska zatwierdziła polski program dotyczący energii ze źródeł odnawialnych. Decyzja Komisji Europejskiej wpłynęła na zintensyfikowanie dalszych prac związanych z nowelizacją ustawy o OZE w zakresie wsparcia dla wytwórców OZE.

Rozwiń Zwiń

Zmiana ustawy Prawo wodne

W dniu 23 sierpnia 2017 r. została ogłoszona ustawa z dnia 20 lipca 2017 r. Prawo wodne, przy czym większość przepisów nowego prawa wodnego weszła w życie dnia 1 stycznia 2018 r.

Ustawa wdraża do polskiego prawa między innymi przepisy unijne określone w Ramowej Dyrektywie Wodnej stanowiącej, że wszyscy korzystający z wody muszą ponosić koszty z tego tytułu. Opłaty dotyczą energetyki, hodowców ryb, rolników i przedsiębiorców, którzy wykorzystują duże ilości wody do swojej produkcji.

W przypadku energetyki, opłata za pobór wód do celów elektrowni wodnych jest ponoszona  przez właścicieli elektrowni wodnych wyłącznie za ilość energii elektrycznej wyprodukowanej z wykorzystywaniem wody pobranej zwrotnie oraz za pobraną bezzwrotnie wodę technologiczną. W zakresie opłaty za pobór wód do celów zapewnienia funkcjonowania systemów chłodzenia elektrowni lub elektrociepłowni opłata ta będzie ponoszona wyłącznie za różnicę między ilością wód pobranych do tych celów a ilością wód wprowadzonych do wód lub do ziemi z obiegów chłodzących. Kolejna opłata to opłata za wprowadzanie wód z obiegów chłodzących elektrowni lub elektrociepłowni do wód lub do ziemi.

Rozwiń Zwiń

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

30 grudnia 2017 r. zostało opublikowane Rozporządzenie Ministra Energetyki wprowadzające taryfę antysmogową. Stanowi ono odpowiedź na problem niskiej emisji w Polsce, gdzie indywidualne instalacje grzewcze w gospodarstwach domowych są źródłem zanieczyszczenia powietrza. Głównym jego przedmiotem jest wprowadzenie mechanizmu zachęcającego odbiorców energii elektrycznej do korzystania z systemów ogrzewania elektrycznego oraz ładowania pojazdów elektrycznych w godzinach nocnych, w których zapotrzebowanie na energię elektryczną jest mniejsze. Mechanizmem tym jest wprowadzenie odrębnej grupy taryfowej dla odbiorców w gospodarstwach domowych, przewidującej niższe ceny za korzystanie z energii elektrycznej w godzinach nocnych, określonych w rozporządzeniu.

Rozporządzenie spowodowało między innymi:

  • wprowadzenie odpowiednio zaprojektowanych nowych grup taryfowych;
  • dostosowanie sieci dystrybucyjnej w związku ze zwiększeniem zapotrzebowania na moc – konieczność inwestycji w sieć nN oraz SN;
  • konieczność dostosowania procesów i systemów IT do automatyzacji procesu wypłaty bonifikat wypłacanych na wniosek odbiorcy. Od 1 stycznia 2019 r. przedsiębiorca będzie miał obowiązek samodzielnie naliczać odbiorcom bonifikaty za niedochowanie parametrów jakościowych i standardów obsługi odbiorców (brak konieczności składania wniosku przez odbiorcę).
Rozwiń Zwiń

Zmiana ustawy o zapasach gazu ziemnego

2 sierpnia 2017 r. weszła w życie ustawa z dnia 7 lipca 2017 r. o zmianie ustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym oraz niektórych innych ustaw, która zmieniła: ustawę z dnia 16 lutego 2007 r. o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym, ustawę z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne oraz ustawę z dnia 22 lipca 2016 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw.

Do najistotniejszych zmian wprowadzonych przez powyższą nowelizację należy zaliczyć w szczególności:

  1. nałożenie na przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu gazem ziemnym z zagranicą i podmiot dokonujący przywozu gazu ziemnego obowiązku przekazania informacji o miejscu magazynowania zapasów obowiązkowych gazu w celu weryfikacji technicznych możliwości dostarczenia tych zapasów do systemu gazowego;
  2. doprecyzowanie zasad i procedur obowiązujących w przypadku uruchomienia zapasów obowiązkowych gazu ziemnego;
  3. doprecyzowanie kwestii związanych z nakładaniem kar pieniężnych na podmioty, które nie realizują określonych obowiązków ustawowych;
  4. wprowadzenie okresu przejściowego, w którym przedsiębiorstwo zrezygnuje z działalności koncesjonowanej i wówczas zostaje zwolnione z obowiązków utrzymywania zapasów obowiązkowych gazu ziemnego.
Rozwiń Zwiń

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.

Regulacje europejskie:

Konkluzje BAT

Najlepsze dostępne techniki (BAT – Best Available Technologies) oznaczają najbardziej efektywny i zaawansowany etap rozwoju i metod prowadzenia danej działalności, który wskazuje możliwe wykorzystanie poszczególnych technik jako podstawy przy ustalaniu dopuszczalnych wielkości emisji i innych warunków mających na celu zapobieganie powstawaniu, a jeżeli nie jest to możliwe, ograniczenie emisji i oddziaływania na środowisko jako całość.

 

Konkluzje BAT to dokument sporządzony na podstawie dokumentu referencyjnego dotyczącego najlepszych dostępnych technik, tzw. BREF. Konkluzje BAT dla dużych obiektów spalania (LCP – large combustion plants) jako decyzja wykonawcza do dyrektywy 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (Dyrektywa IED) są stosowane bezpośrednio. Konsekwencją wprowadzenia ich w życie jest konieczność dostosowania instalacji spalania paliw do wymagań określonych w konkluzjach BAT poprzez modernizację istniejących źródeł wytwarzania, instalacji oczyszczania spalin lub ich budowę oraz w określonych przypadkach doposażenia w monitoring ciągły dla zanieczyszczeń nieobjętych dotychczas takim obowiązkiem.

W dniu 28 kwietnia 2017 r. przedstawiciele państw członkowskich w Komisji Europejskiej przegłosowali nowe standardy zaostrzające normy emisji dla przemysłu, czyli tzw. konkluzje BAT dla dużych obiektów spalania energetycznego. Dnia 17 sierpnia 2017 r. w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej opublikowana została decyzja wykonawcza Komisji Europejskiej (UE) 2017/1442 z dnia 31 lipca 2017 r. wprowadzająca konkluzje dotyczące najlepszych dostępnych technik (BAT) w odniesieniu do dużych obiektów energetycznego spalania. W momencie publikacji konkluzje BAT stały się częścią obowiązującego w Polsce porządku prawnego i będą podstawą do wydawania pozwoleń zintegrowanych.

Poza zaostrzonymi ograniczeniami dla emisji NOx, SO2 oraz pyłu, konkluzje BAT wprowadzają standardy emisyjne na substancje dotychczas nimi nieobjęte, a mianowicie na rtęć, chlorowodór, fluorowodór i amoniak, a także w określonych przypadkach nakazują doposażenie w monitoring ciągły dla zanieczyszczeń nieobjętych dotychczas takim obowiązkiem. Instalacje istniejące mają 4 lata na dostosowanie się do nowych wymogów i będą musiały je spełnić po 17 sierpnia 2021 r. Konkluzje BAT będą miały zastosowanie w obiektach i instalacjach spalających paliwa o mocy nie mniejszej niż 50 MW w paliwie. Dotyczą one zarówno obiektów nowych, które uzyskają pozwolenie zintegrowane po publikacji konkluzji, jak i obiektów już funkcjonujących. Nowe, bardziej restrykcyjne wymogi dotyczące dopuszczalnych wielkości emitowanych zanieczyszczeń będą miały znaczny wpływ na przyszłość europejskich elektrowni węglowych.

Zarówno wysokie koszty, jak i harmonogram inwestycji dostosowawczych instalacji objętych obostrzeniami będą dla sektora energetyki ogromnym wyzwaniem. Dyrektywa IED przewiduje co prawda możliwość uzyskania czasowych odstępstw od dotrzymywania granicznych wielkości emisyjnych określonych na podstawie konkluzji BAT, ale odstępstwo takie może zostać udzielone tylko wtedy, gdyby osiągnięcie granicznych wielkości emisyjnych prowadziło do nieproporcjonalnie wysokich kosztów w stosunku do korzyści dla środowiska. Dalsze zaostrzanie limitów emisji ma następować w wyniku kolejnych rewizji konkluzji, które ukazywać się mają co 8 lat.

Rozwiń Zwiń

Ustalenia w zakresie systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2

Z początkiem 2017 r. zintensyfikowano prace związane z legislacją EU ETS. 15 lutego 2017 r. Parlament Europejski przyjął wybrane propozycje legislacyjne, zaproponowane przez komisje ENVI oraz ITRE, dotyczące formy funkcjonowania systemu EU ETS w latach 2021-2030. Natomiast 28 lutego 2017 r. w Brukseli odbyło się spotkanie ministrów ds. środowiska krajów członkowskich UE, na którym przyjęto przegłosowane w Parlamencie Europejskim postulaty mimo sprzeciwu dziewięciu państw (w tym Polski). Pokazało to, że państwa Wspólnoty w znacznej większości opowiadają się za zwiększaniem restrykcji wobec emisji gazów cieplarnianych.

Wstępna akceptacja postanowień wymienionych instytucji otworzyła drogę do dalszego etapu ścieżki legislacji przyjętej w UE. Grupa robocza złożona z przedstawicieli Parlamentu Europejskiego, Rady Europy oraz Komisji Europejskiej (trilog) uzgodniła w dniach 8-9 listopada 2017 r. kompromisowy tekst projektu dyrektywy w sprawie reformy systemu EU ETS w IV okresie rozliczeniowym (2021-2030). Tekst zaakceptowanej reformy zakłada między innymi:

  1. Podniesienie liniowego wskaźnika corocznej redukcji (LRF – Linear Reduction Factor) ilości uprawnień oferowanych na aukcjach z obowiązującego poziomu 1,74% do 2,2%.
  2. Wprowadzenie mechanizmu stabilizacji rynkowej (MSR – Market Stability Reserve), który co do zasady ma zmniejszyć ilość uprawnień dostępnych na rynku. W pierwszych latach funkcjonowania (2019-2023) mechanizm będzie absorbował 24% uprawnień z puli akcyjnej i  transferował je do rezerwy. Od 2024 r. mechanizm absorpcji uprawnień do emisji CO2 zostanie zredukowany do 12%. Dodatkowo od 2023 r. uprawnienia znajdujące się w rezerwie MSR, ponad wartość uprawnień puli aukcyjnej z poprzedzającego roku, będą umarzane.
  3. W IV okresie rozliczeniowym całkowita dostępna pula uprawnień dostępna na aukcjach stanowić będzie 57% emisji w danym roku z możliwością jej zwiększenia o 3%.
  4. Utworzenie Funduszu Innowacji oraz Funduszu Modernizacji. Fundusz Innowacji, do którego kwalifikują się projekty we wszystkich państwach członkowskich, przeznaczony jest na nowoczesne niskoemisyjne technologie – w tym CCU oraz CCS – i będzie zasilany z puli uprawnień na poziomie 400 mln EUA. Natomiast Fundusz Modernizacyjny (zasilany wpływami z aukcji uprawnień w latach 2021-2030 w wysokości 2% całkowitej ich puli) przeznaczony jest na wspieranie inwestycji w poprawę efektywności energetycznej i modernizacje systemów energetycznych państw członkowskich o najniższym PKB. Środki z tego funduszu nie będą mogły być jednak przeznaczone na wspieranie wytwarzania energii z paliw kopalnych (z wyjątkiem energetyki w Rumunii i Bułgarii).
  5. Sektory przemysłowe narażone na ryzyko ucieczki emisji otrzymają 100% bezpłatnych uprawnień.

Reforma IV okresu rozliczeniowego systemu EU ETS została zatwierdzona poprzez opublikowanie dyrektywy (UE) 2018/410 w marcu 2018 r.

Rozwiń Zwiń

„Pakiet Zimowy”

W 2017 r. na poziomie UE prowadzone były działania ukierunkowane na wypracowanie ostatecznej treści zapisów 11 dokumentów wchodzących w skład tzw. „Pakietu Zimowego”, zaproponowanego przez Komisję Europejską 30 listopada 2016 r. Do najważniejszych dokumentów należą: rozporządzenie dotyczące systemu zarządzania unią energetyczną (tzw. Governance), nowelizacja rozporządzenia dotyczącego wewnętrznego rynku energii, nowelizacja dyrektywy o wewnętrznym rynku energii, nowelizacja dyrektywy o wykorzystaniu energii ze źródeł odnawialnych, nowelizacja rozporządzenia ACER, nowelizacja dyrektywy o efektywności energetycznej oraz rozporządzenie o gotowości na ryzyko w sektorze elektroenergetycznym. Dokumenty przedstawione przez Komisję Europejską prezentują wizję zmian, jakie miałyby zostać wprowadzone w unijnym sektorze elektroenergetycznym. Cały „Pakiet Zimowy” w zaproponowanym kształcie ma na celu zagwarantowanie jak najlepszych możliwości funkcjonowania niesterowalnym źródłom OZE, otwierając szeroko możliwość przepływu wytwarzanej w nich energii pomiędzy państwami członkowskimi. Równocześnie proponowane jest przenoszenie szeregu – dotychczas narodowych – kompetencji z poziomu państw członkowskich na szczebel regionalny i unijny.

Budowanie unii energetycznej koncentruje się zasadniczo na usystematyzowaniu obowiązków sprawozdawczych nałożonych na państwa członkowskie oraz nadzoru nad realizacją celów unijnej polityki klimatycznej (zarówno cele na 2030 r., jak też zobowiązania wynikające z porozumienia paryskiego) ze szczególnym skupieniem się na obniżaniu emisji CO2 i wzroście wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Duży nacisk położony jest na rozwijanie wewnętrznego rynku energii ze szczególnym uwzględnieniem infrastruktury łączącej systemy elektroenergetyczne poszczególnych krajów członkowskich i działania uelastyczniające pracę systemów ukierunkowaną na silny wzrost udziału odnawialnych źródeł energii. Państwa członkowskie zobowiązane są też do sprawozdawania postępu w poprawie efektywności energetycznej, w tym do przedstawiania planów renowacji i modernizacji budynków zarówno publicznych, jak i prywatnych.

Pierwotnie przedstawione przez Komisję Europejską propozycje dawały jej możliwość podjęcia działań na poziomie UE, jeśli w ocenie Komisji Europejskiej cele unii energetycznej lub cele klimatyczne na 2030 r. mogłyby nie zostać osiągnięte z uwagi na niewystarczające wkłady państw członkowskich. Tego rodzaju uprawnienia nakładałyby np. na kraje członkowskie obowiązek finansowych kontrybucji w przypadku, kiedy w ocenie Komisji Europejskiej unijny cel udziału OZE nie byłby kolektywnie realizowany. Kontrybucje te trafiać miałyby do unijnej platformy finansowej „przyczyniającej się” do rozwijania projektów odnawialnych, założonej na poziomie UE i zarządzanej bezpośrednio lub pośrednio przez Komisję Europejską. Kraje członkowskie jako swoich wkładów finansowych mogłyby użyć dochodów z aukcji uprawnień do emisji gazów cieplarnianych. Komisja Europejska miałaby być także uprawniona do przyjmowania aktów delegowanych, aby ustanowić i umożliwić funkcjonowanie oraz finansowanie wspomnianej platformy finansowej.

W proponowanych nowelizacjach przepisów kształtujących funkcjonowanie wewnętrznego rynku energii przedstawione zostały mechanizmy ograniczenia możliwości stosowania przez państwa członkowskie mechanizmów rynku mocy, dopuszczając do nich jednostki o emisji poniżej 550 gr CO2/kWh nieosiągalnej w praktyce dla technologii węglowych. W tekście nowelizowanej dyrektywy o odnawialnych źródłach energii przedstawione zostały propozycje ograniczenia możliwości uwzględniania energii wytworzonej z biomasy przy określaniu poziomu zrealizowania krajowego celu OZE.

Prace nad ostateczną wersją tekstów aktów regulacyjnych tworzących „Pakiet Zimowy” prowadzone są w ramach tzw. trilogu w Parlamencie Europejskim, w Radzie Europejskiej oraz w Komisji Europejskiej i na obecnym etapie nie osiągnięto jeszcze porozumienia, które mogłoby uzyskać wspólną akceptację. Działania te będą intensywnie kontynuowane w 2018 r.

Rozwiń Zwiń

Kodeksy sieciowe

W 2017 r. sfinalizowano znaczną część prac nad Kodeksami Sieci i Wytycznymi, które są środkami stosowanymi na gruncie prawa UE w celu budowy wspólnotowego, jednolitego rynku energii elektrycznej i gazu. Kodeksy wprowadzane są do obrotu prawnego w formie Rozporządzeń Komisji Europejskiej, których zapisy obowiązują wprost we wszystkich państwach członkowskich bez konieczności ich implementacji do prawa krajowego. Kodeksy określają wspólne zasady funkcjonowania oraz zarządzania systemami energetycznymi oraz mają na celu eliminację barier technicznych dla dalszej integracji europejskich rynków energii i gazu. Mają one również sprzyjać liberalizacji i dalszemu rozwojowi konkurencji na tych rynkach, a także poprawić standardy usług i bezpieczeństwo dostaw. Kodeksy są opracowywane przez ENTSO-E/ENTSO-G i muszą być zgodne z niewiążącymi wytycznymi ramowymi, opracowywanymi przez ACER.

Kodeksy Sieci i Wytyczne można podzielić na trzy obszary:

  1. Obszar Rynkowy, który określa zasady funkcjonowania rynku bilansującego, rynków krótkoterminowych – dnia następnego i dnia bieżącego oraz rynków długoterminowych – w zakresie długoterminowych praw przesyłowych.
  2. Obszar Przyłączeniowy, który określa zasady i wymagania związane z przyłączaniem do sieci elektroenergetycznych wytwórców energii elektrycznej i odbiorców. Określa też wymagania dla sieci i połączeń stałoprądowych wysokiego napięcia.
  3. Obszar Operacyjny, który określa wymogi i zasady wobec uczestników systemów przesyłowych dla zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu, efektywnego wykorzystania wzajemnie połączonych systemów i zasobów oraz zapobiegania rozprzestrzenianiu się lub pogłębianiu incydentów, aby uniknąć rozległego zakłócenia i stanu blackoutu, jak również umożliwienia sprawnej i szybkiej odbudowy systemu elektroenergetycznego.

Obecnie wszystkie spośród ośmiu procedowanych Kodeksów Sieci i Wytycznych weszły w życie i rozpoczyna się etap ich implementacji. Proces ten będzie wymagał dalszych szerokich konsultacji oraz prowadzenia wspólnych projektów, zarówno na arenie krajowej, jak i europejskiej. Wdrożenie zapisów Kodeksów w znacznym stopniu przemodeluje zasady funkcjonowania polskiego rynku energii w perspektywie kilku najbliższych lat.

Rozwiń Zwiń

Wyniki wyszukiwania: