Rozporządzenie dotyczące wewnętrznego rynku energii

Eliminacja wyłącznie krajowego podejścia do rynku energii powinna dokonywać się stopniowo z uwzględnieniem postępu technologicznego i obecnego etapu rozwoju jednolitego rynku energii. Dlatego też nie możemy przyjąć zawartych w projekcie rozporządzenia warunków wprowadzenia krajowego rynku mocy, wśród których znajduje się ograniczenie emisyjności jednostek korzystających z tego  mechanizmu pomocowego.

Wprowadzenie wymogu emisyjności dla jednostek uczestniczących w rynkach mocy, na poziomie 550 kg/MWh eliminuje możliwość skierowania przyszłego krajowego rynku mocy do konwencjonalnych jednostek węglowych, które mogą osiągnąć minimalna emisyjność na poziomie 750 kg/MWh. Przyjęcie proponowanego progu emisyjności, oznaczałoby utworzenie rynku mocy tylko dla jednostek gazowych, co zwiększy zależność energetyczną nie tylko Polski, ale też całej Unii Europejskiej.

Wprowadzenie pięcioletniego okresu przejściowego, w którym wskazany limit byłby adresowany jedynie do nowych jednostek wytwórczych nie rozwiązuje tego problemu.W tym czasie nie bylibyśmy w stanie zapewnić 28 GWe, które przy wprowadzeniu tego wymogu musiałyby zostać wykluczone z rynku mocy ani też zapewnić równowartości tej ilości energii elektrycznej poprzez import (rzeczywiste zdolności przesyłowe interkonektorów szacujemy na ok. 3 GWe).

Drugi z warunków dopuszczalności rynku mocy – sporządzenie europejskiej oceny wystarczalności mocy (European adequacy assessment) może być użytecznym narzędziem dla oszacowania ryzyka wystąpienia sytuacji niedoboru dostaw.

Jej wprowadzenie nie jest jednak odpowiedzią na ryzyko niedoboru dostaw, szczególnie w sytuacji gdy wystąpi ono w sąsiadujących państwach członkowskich. W związku z tym, postulujemy odpowiedni okres przejściowy, w którym wynik europejskiej oceny wystarczalności mocy nie będzie decydujący dla utworzenia krajowego rynku mocy.

Połączenia transgraniczne nie powinny być postrzegane jako jedyne rozwiązanie w sytuacji niedoboru dostaw. Istniejące interkonektory nie gwarantują bowiem dostaw energii w sytuacji niedoboru.

We wniosku legislacyjnym powinny zostać uwzględnione regulacje mające na celu rozwiązanie problemu niedoboru dostaw w graniczących ze sobą państwach członkowskich. Konieczne jest zatem wprowadzenie regulacji prawnych minimalizujących negatywne skutki wystąpienia wyżej wymienionego niedoboru.

Rewizja dyrektywy dotyczącej wspólnych zasad rynku energii elektrycznej

Rekomendujemy ilościowe określanie celów bezpieczeństwa dostaw, np. poprzez ustalenie minimalnego poziomu zależności od rodzimych źródeł energii.  Stąd też nie popieramy wykreślenia obecnego art. 15 ust. 4 dyrektywy nr 2009/72/WE, który stanowi, że:

„Państwo członkowskie może polecić, aby ze względu na bezpieczeństwo dostaw pierwszeństwo przyznawane było instalacjom, które wykorzystują miejscowe paliwa jako źródła energii pierwotnej, w zakresie nieprzekraczającym 15 % całej ilości energii pierwotnej niezbędnej do wytworzenia energii elektrycznej zużywanej danym państwie członkowskim w każdym roku kalendarzowym.”

Powyższy przepis powinien zostać znowelizowany poprzez określenie nowego udziału procentowego miejscowych paliw w całej ilości energii pierwotnej niezbędnej do wytworzenia energii elektrycznej.

Kontrakty długoterminowe w przypadku występowania nieprawidłowości
w funkcjonowaniu rynku zaoferują niezbędne bodźce dla inwestorów w nowe elektrownie. Dlatego też, dyrektywa rynkowa powinna zapewniać możliwości, które mogą wynikać z zastosowania kontraktów długoterminowych, w sposób zgodny również z przyszłymi zasadami pomocy publicznej po roku 2020.

Jako wstępne stanowisko w odniesieniu do zaproponowanych nowych uregulowań dla operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) należy podkreślić, że nieuzasadnione są zaproponowane w dyrektywie ograniczenia działalności OSD w zakresie infrastruktury ładowania pojazdów elektrycznych. Z uwagi
na specyfikę sektorów elektroenergetycznych w poszczególnych państwach członkowskich kwestia dopuszczalności prowadzenia takiej działalności powinna być rozstrzygana na poziomie krajowym, nie unijnym.

Podobnie, trudno znaleźć racjonalne podstawy do proponowanych dla OSD ograniczeń w zakresie magazynowania energii na potrzeby pracy sieci. Magazynowanie energii przez OSD, uzasadnione technicznymi uwarunkowaniami pracy sieci, może tę sieć odciążyć w czasie podwyższonego zapotrzebowania
na energię, bez ponoszenia nakładów na zwiększenie przepustowości sieci dystrybucyjnej. OSD powinien mieć możliwość wykorzystywania magazynów energii jako elementów sieci dla optymalizacji zarówno technicznej jak i kosztowej realizacji swoich obowiązków.

Dalszych korekt wymagać będzie także nowe podejście do inteligentnego opomiarowania (smart metering), w tym co do ponoszenia kosztów instalacji lub dostosowania liczników indywidualnych dokonywanych na żądanie odbiorcy na obszarach gdzie inteligentne opomiarowanie nie jest rozwinięte, proponowanych funkcjonalności liczników oraz trybu wdrożenia nowych rozwiązań.

Sieci dystrybucyjne cechuje ogromne zróżnicowanie zarówno w poszczególnych państwach członkowskich jaki i w ramach jednego państwa członkowskiego, na obszarach działania poszczególnych operatorów. Taka specyfika wymaga wprowadzenia odpowiednich gwarancji w zakresie poszanowania występujących różnić i wypracowania rozwiązań niedyskryminacyjnych m.in. na poziomie europejskich kodeksów sieci OSD i wytycznych, które określą metodologię dla taryf dystrybucyjnych. Źródłem takich gwarancji powinny być bezpośrednio przepisy rozporządzenia.

Zwiększona aktywność OSD w zakresie usług systemowych i zarządzania elastyczną siecią musi wiązać się z odpowiednimi bodźcami inwestycyjnymi. Proponowany system kontraktowania i świadczenia usług systemowych przez OSD nie może być nazbyt restrykcyjny, powinien także uwzględniać specyfikę sektora elektroenergetycznego danego kraju i umożliwiać odpowiednie oraz szybkie reagowanie na potrzeby systemu.

Prawo unijne powinno nakładać obowiązek wykazywania wszystkich elementów na rachunkach odbiorców za energię elektryczną. Przejrzyste rachunki powinny odzwierciedlać koszty związane z podatkami, opłatami i ciężarami wynikającymi z polityki energetycznej i klimatycznej (włączając w to subsydia i inne obciążenia oraz opłaty na rzecz OZE).

Rewizja dyrektywy dot. efektywności energetycznej

W związku z opublikowanym projektem zmian do dyrektywy 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej pozytywnie odbieramy unijny cel efektywności energetycznej na poziomie 30% w 2030 r., który jest istotny w kontekście możliwości rozwoju dodatkowego obszaru działalności w ramach sektora energetycznego w Polsce.

 

 

Źródło: PKEE

fot.: 123rf.com