PKEE: Pakiet zimowy wymaga zmian

2 grudnia 2016, 07:30 Energetyka

STANOWISKO

Polski Komitet Energii Elektrycznej

Polski Komitet Energii Elektrycznej (“PKEE”) docenia wysiłki KE zmierzające do realizacji unii energetycznej, jako instrumentu mającego zapewnić nieprzerwane dostawy konkurencyjnej energii po akceptowalnych cenach.

Stąd też chcielibyśmy przedstawić kluczowe przesłania związane z wybranymi elementami pakietu na rzecz czystej energii dla wszystkich Europejczyków, znanego wcześniej, jako tzw. „Pakiet Zimowy”.

Siedziba Komisji Europejskiej. Fot. Wikimedia Commons

Rewizja dyrektywy OZE („RED II”)

  1. Popieramy wspólny na poziomie UE cel udziału OZE w miksie energetycznym
    na poziomie 27% w 2030 r. Brak wyznaczenia udziału OZE w krajowym miksie energetycznym po 2020 r. będzie prowadzić do najbardziej efektywnego rozwoju źródeł odnawialnych.

Z zadowoleniem przyjmujemy też fakt, że cel proponowany przez KE dla rewizji dyrektywy OZE nie wykracza poza uzgodnienia przyjęte przez Radę Europejską 24 października 2014 r.

  1. W celu realizacji obowiązkowego udziału OZE w krajowym miksie energetycznym, państwa członkowskie powinny być wspierane poprzez system zachęt. W związku
    z tym uważamy, że konieczne będzie doprecyzowanie środków mających służyć realizacji celu OZE.

Poprzez odesłanie do rozporządzenia EU Governance, oznacza to m.in. partycypowanie w platformie finansowej, której zasady funkcjonowania zostaną określone w przyszłym akcie delegowanym. Na obecnym etapie prac, nie jest wiadome czy wspomniana platforma finansowa będzie realizować, ze środków przekazanych przez dane państwo członkowskie, inwestycje zlokalizowane
na obszarze kontrybuującego państwa członkowskiego.

W naszej opinii, o ile projekt platformy finansowej zyska poparcie Parlamentu Europejskiego i Rady,  kluczowe kwestie powinny zostać rozstrzygnięte w samej dyrektywie lub rozporządzeniu EU Governance.

  1. Niezbędnym uzupełnieniem zachęt wspomagających dalszy rozwój OZE powinno być odpowiednie podejście do pomocy publicznej, które zagwarantuje neutralność technologiczną. Stąd też nie możemy zgodzić się z nową propozycją zakładającą wykluczenie udziału biomasy jako źródła OZE, o ile ta nie jest wykorzystywana
    w wysokosprawnej kogeneracji.

Biomasa nie powinna być traktowana w sposób gorszy niż pozostałe OZE.  Jest ona istotnym instrumentem niskoemisyjnej transformacji miksu paliwowego  stwarzającym możliwość jak najlepszego wykorzystania lokalnych zasobów OZE
do produkcji energii elektrycznej. Zaproponowane przez KE powiązanie dalszego uznawania biomasy, jako źródła OZE  oraz kogeneracji może spowolnić rozwój źródeł OZE w Polsce i ogranicza  swobodę wyboru miksu energetycznego.  

  1. Potrzebujemy też bardziej elastycznego podejścia do wymogów związanych
    z udziałem mocy transgranicznych w mechanizmach wsparcia. W świetle propozycji KE ustanawiają one obowiązek umożliwienia udziału w tych mechanizmach 10% nowych mocy transgranicznych w okresie 2021-2025 oraz 15% nowych mocy w okresie 2026-2030.  

Biorąc pod uwagę obecny etap rozwoju jednolitego rynku energii elektrycznej, uczestnictwo transgranicznych mocy wytwórczych w mechanizmach pomocowych nie powinno być obowiązkowe. Po pierwsze, poziom rozwoju połączeń transgranicznych nie jest dostosowany do takiej ilości mocy, która miałaby być zakontraktowana zagranicznie. Po drugie, udział mocy transgranicznych znacząco osłabi rozwój rodzimych źródeł OZE.

  1. Z uznaniem przyjmujemy stopniowe niwelowanie przywilejów, którymi cieszą się wytwórcy energii ze źródeł odnawialnych. Popieramy podejście KE, zgodnie
    z którym  pierwszeństwo w dostępie do sieci (priority access) będzie, za wyjątkiem kilku przypadków wyeliminowane.

System zarządzania Unią Energetyczną (EU Governance)

  1. W naszej ocenie, ramy regulacyjne EU Governance powinny być wprowadzone
    za pomocą dyrektywy, a nie rozporządzenia. Dyrektywa jest najbardziej elastycznym instrumentem harmonizacji, który odzwierciedla zróżnicowaną sytuację startową pomiędzy różnymi państwami członkowskimi – jest to szczególnie widoczne
    we wrażliwym obszarze polityki energetycznej.
  2. Zakres tematyczny Zintegrowanych Krajowych Planów na rzecz Energii i Klimatu będzie w istocie odpowiadać krajowej polityce energetycznej. Stąd też, regionalna współpraca i konsultacje z KE podczas przyjmowania planów, nie powinny prowadzić do dalszych ograniczeń, co do swobody wyboru miksu energetycznego przez poszczególne państwa.

Dlatego też przyszłe konsultacje z sąsiadującymi państwami członkowskimi oraz zalecenia KE powinny mieć charakter niewiążący.

  1. Zakres długoterminowych strategii klimatycznych powinien zostać określony
    w rozsądnej perspektywie czasowej. Uważamy, że 50-letnia perspektywa sięga zdecydowanie za daleko. Praktyka pokazuje, że propozycje KE dotyczące rynku elektroenergetycznego wymagały dotąd zasadniczych rewizji w okresie nawet częstszym niż dekada.

Dlatego publikowane w 2020 r. długoterminowe strategie z perspektywą do 2070 (!) stanowiłyby instrumenty oderwane od realiów, z niewielką szansą by sprostać rzeczywistym wyzwaniom podejmowanych już dziś działań klimatycznych.

  1. Odpowiednio do naszych obaw rozwiniętych w części dotyczącej dyrektywy OZE, chcielibyśmy podkreślić, że przepisy dotyczące platformy finansowej powinny zostać doprecyzowane a podstawowe zasady jego funkcjonowania umieszczone
    w akcie głównym, zamiast w legislacji delegowanej.
  2. Ponadto, uważamy, że kontrybucje finansowe nie będą stanowić najbardziej adekwatnego instrumentu zapewnienia zgodności z wymogami dotyczącymi udziału OZE w krajowym miksie energetycznym.  
  3. Z tego powodu nie możemy zaakceptować zaprezentowanej przez KE w ramach legislacji EU Governance koncepcji platformy finansowej zarządzanej przez Komisję, której celem ma być wspieranie projektów OZE. Platforma taka miałaby być obligatoryjnie zasilana ze środków finansowych pochodzących od państw członkowskich, które nie będą w stanie utrzymać bazowego udziału energii z OZE
    w finalnym zużyciu energii brutto, począwszy od 2021 r.
  4. Lista kluczowych wskaźników ma istotne znaczenie do ustalenia stopnia realizacji zobowiązań państw członkowskich w zakresie realizacji unii energetycznej.

Z uznaniem przyjmujemy fakt, że w przedstawionej propozycji znalazł się wskaźnik zależności energetycznej (energy import dependency). Zmniejszenie stopnia zależności energetycznej powinno być priorytetem dla wszystkich państw członkowskich Unii Europejskiej.

  1. W naszej ocenie, nieodzowne elementy raportowania obowiązków w zakresie
    EU Governance powinny być oparte przede wszystkim na:

 

  • import dependency factor (wskaźniku zależności energetycznej), który został uwzględniony w obecnej propozycji – powinien on odzwierciedlać udział paliw rodzimych (zarówno odnawialnych, jaki konwencjonalnych) w miksie energetycznym;
  • energy poverty indicator (współczynniku ubóstwa energetycznego), zdefiniowanym poprzez procentowy udział wydatków energetycznych
    w dochodzie gospodarstw domowych, jakim realnie takie gospodarstwa dysponują
  • energy bill index (wskaźniku rachunków za energię), który powinien uwidaczniać, tak jak to proponuje m.in. EURELECTRIC, także koszty wsparcia dedykowanego dla wybranych źródeł energii;
  • RES development dynamics (dynamice rozwoju OZE), która powinien odzwierciedlać poprawę udziału OZE w mocy zainstalowanej, jako zobowiązanie do realizacji celów polityki energetycznej UE w porównaniu do poziomu wyjściowego;
  • GHG reduction dynamics (dynamice redukcji gazów cieplarnianych), która powinna odzwierciedlać trajektorie redukcji, zgodnie ze zobowiązaniami unijnymi i międzynarodowymi;
  • research and development expenditure as % of GDP (wydatkach na badania
    i rozwój jako % PKB), zamiast całkowitych, publicznych i prywatnych nakładów liczonych w liczbach bezwzględnych;
  • level of electricity interconnectivity (poziom połączeń elektroenergetycznych), jedynie jeśli zostanie uzupełniony o metodologię, która odzwierciedli poważne zakłócenia powodowane przez nierozwiązany problem przepływów kołowych.

 

  1. Powtórzony w rozporządzeniu EU Governance ambitny cel 15% interkonektorów powinien równocześnie odzwierciedlić istniejące techniczne i operacyjne ograniczenia w sieciach. W związku z powyższym przy tworzeniu kluczowego wskaźnika dotyczącego połączeń elektroenergetycznych należy odpowiednio uwzględnić niekontrolowane przepływy kołowe.

Rozporządzenie dotyczące wewnętrznego rynku energii

  1. 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).

  1. 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.

  1. 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

  1. 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
w 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.

  1. 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.
  2. 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.
  3. 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.
  4. 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.
  5. 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.
  6. 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.
  7. 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.

Brak powiązanych postów.