Otoczenie regulacyjne

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.

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.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

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.

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.