font_preload
Energetyka OZE Węgiel 11 stycznia, 2017 godz. 7:30   

Schnell: Pakiet zimowy. Szansa dla polskiej energetyki

Siedziba Komisji Europejskiej Siedziba Komisji Europejskiej. Fot. Wikimedia Commons

Pakiet zimowy tj. reforma unijnego rynku energii, został już skierowany do premier Beaty Szydło. Był nawet przedmiotem dyskusji na posiedzeniu Rady Europejskiej w dniu 15 grudnia 2016 r., ale głównie z powodu treści szeroko komentowanego art. 23 ust. 4 projektu rozporządzenia „Regulation (…) on the internal market for electricity” (dalej: „rozporządzenie IME”). Ogranicza on wsparcie przez mechanizmy rynku mocy nowych instalacji, tj. tych, dla których decyzja inwestycyjna, czyli rozstrzygnięty przetarg na budowę, została podjęta przed planowanym wejściem w życie rozporządzenia w dniu 1 stycznia 2020 r., a które emitują mniej niż 550g CO2/kWh – co wyklucza elektrownie węglowe – pisze Christian Schnell, ekspert Instytutu Jagiellońskiego.

Nowa regulacja nie obejmie swoim zakresem nowych bloków w elektrowniach Opole, Kozienice, Jaworzno, Turów i Ostrołęka, a dopiero przyszłe inwestycje, które będą musiały najpierw uzyskać decyzje środowiskowe. Należy mieć również na uwadze, iż zapis ten ograniczy od 1 stycznia 2025 r. wsparcie mechanizmami rynku mocy wszystkich instalacji, które emitują od 550 g CO2/kWh. Z powodu oczekiwanych niskich cen na rynku hurtowym również w przyszłej dekadzie opłacalność elektrowni węglowych polskich koncernów energetycznych stoi pod wielkim znakiem zapytania.

Cele ilościowe pakietu zimowego

Pakiet zimowy jest również istotny dla rozwoju rynku OZE w Polsce. Poniżej podsumowane zostaną najważniejsze zagadnienia dla sektora, które wynikają z projektu nowej dyrektywy OZE tj. projektu dyrektywy pt. „Directive (…) on the promotion of the use of energy from renewable sources” (dalej: “dyrektywa OZE”), z projektu nowego rozporządzenia pt. “Regulation (…) on the governance of the Energy Union” (dalej: “rozporządzenie GOV”) oraz z rozporządzenia IME.

Podstawę celów energetyczno-klimatycznych UE stanowi uchwała Rady Europejskiej z października 2014 r., która ustala obowiązujące lub indykatywne cele UE na 2030 rok w zakresie redukcji emisji CO2 – 40%, udziału OZE w miksie energetycznym – 27%, działań na rzecz efektywności energetycznej – 27%, oraz w zakresie maksymalnie możliwej wymiany handlowej energii elektrycznej – 15%. Priorytetami pakietu są efektywność energetyczna (tzw. zasada „efficiency first”), polityka przemysłowa – kraje UE mają być globalnym liderem dla „zielonych” technologii, oraz osiągnięcie zrównoważonej oferty dla konsumentów energii tj. wzmocnienie roli konsumenta. W 2030 r. w Unii połowa energii elektrycznej ma być wytwarzana z OZE (obecnie ok. 30%) – w sumie 72% energii elektrycznej ma być wytwarzane bez paliw kopalnych, a w 2050 r. cały sektor energetyczny w Unii ma zaprzestać wytwarzania dwutlenku węgla. Tzw. carbon footprint lub ślad węglowy europejskiego przemysłu w 2030 r. ma być o 57% niższy niż w 2015 r. Komisja wychodzi z założenia, że w Unii Europejskiej od 2021 r. co roku ma zostać zainwestowana kwota w wysokości 177 mld euro, aby osiągnąć cele na rok 2030, zatem na Polskę przypadnie pod względem PKB ok. 3% tj. 5,3 mld euro rocznie. Przez takie działania Komisja oczekuje do 1% wzrostu PKB rocznie oraz stworzenie do 900.000 nowych miejsc pracy.

Nowe rozporządzenie Governance

Nowym, istotnym filarem Unii Energetycznej jest rozporządzenie GOV, które w takiej formie jeszcze nie istniało. Pozostałe elementy pakietu zimowego są w istocie nowelizacjami już istniejących aktów prawnych. Zarządzanie Unią Energetyczną za pomocą rozporządzenia GOV, które ma wejść w życie od 1 stycznia 2021 r. i ma bezpośrednio obowiązywać w krajach członkowskich, bazuje na zintegrowanych planach energetyczno-klimatycznych poszczególnych krajów członkowskich (dalej: „plany EK”), rocznych raportach o wdrożeniu tych planów oraz na rocznych raportach Komisji monitorujących.

Plany energetyczno-klimatyczne i skutki zaniechania celów

Unia Energetyczna i raporty obejmują pięć połączonych ze sobą sektorów:

(1) bezpieczeństwo dostaw,
(2) wdrożenie rynku wewnętrznego Unii Energetycznej,
(3) efektywność energetyczna,
(4) dekarbonizacja – redukcja CO2 i udział OZE,
(5) działania z zakresu B&R, innowacji i konkurencyjności.

Co dalej

Plany EK podlegają konsultacji publicznej i uzgodnieniu z sąsiadującymi krajami członkowskimi. Plan EK obejmuje m.in. narodowy cel udziału w OZE uwzględniając liniowy wzrost tego udziału (cel OZE na 2020 r. dla Polski przewiduje progresywny wzrost), narodowe cele udziału OZE dla poszczególnych sektorów tj. energii elektrycznej, ciepłownictwa i transportu, oraz cele dla poszczególnych technologii OZE. Plan EK musi zostać przedstawiony Komisji do konsultacji do 1 stycznia 2018 r., a do 1 stycznia 2019 r. Plan EK obejmujący okres 2021-2030 musi zostać notyfikowany, natomiast Komisja sprawdzi, czy plany są wystarczające do spełnienia unijnego celu 2027.

Plan jest elementem wdrożonego ustawodawstwa unijnego, tym samym jest elementem oceny ex-ante przed wypłatą środków unijnych. Na dzień 1 stycznia 2023 r. lub 1 stycznia 2024 r. aktualizacja planu EK jest dopuszczalna, niemniej może być wyłącznie bardziej ambitna. Do 15 marca 2021 r., a potem co dwa lata każdy kraj członkowski jest zobowiązany przedstawić raport o realizacji planu EK, który do 31 października 2021 r., a potem co dwa lata, będzie podlegał ocenie przez Komisję.

Jeżeli kraj członkowski nie zrealizuje liniowego planu EK w 2023 r., jak również jeżeli nie zrealizuje swojego celu 2020, tzw. scenariusza baseline, grozi mu zgodnie z art. 27 ust. 4 rozporządzenia GOV obowiązkowe wsparcie finansowe tj. „financial contribution” w postaci wpłaty do funduszu UE tj. „financing platform set up at Union level”, który ma finansować inwestycje energetyczno-klimatyczne, przy czym zasady finansowania zostaną określone w przyszłym akcie delegowanym. Zgodnie z tym zapisem kraj członkowski może jako „financial contribution” wykorzystywać swoje wpływy ze sprzedaży uprawnień do emisji. O ile powyższe wsparcie finansowe jest przewidziane dla nieosiągnięcia celu 2020, to nieosiągnięcie celu 2023 zgodnie z planem EK może doprowadzić do zapłaty kary w 2024 r., ale również do uzgodnienia bardziej ambitnych celów w zakresie wykorzystania OZE w sektorze ciepłownictwa i chłodzenia oraz transportu, lub do „innych działań” w celu rozbudowy instalacji OZE.

Znowelizowana Dyrektywa OZE

Znowelizowana dyrektywa OZE ma zostać wdrożona do polskiego systemu prawnego do 1 stycznia 2021 r. OZE mają być wspierane m.in. przez instrumenty finansowe tj. fundusze UE, które zredukują koszty finansowania projektów OZE. Istotnym elementem dyrektywy jest unijny cel 2030, który ma zostać zrealizowany za pomocą wdrożenia planów EK, przy czym cel OZE na rok 2020 jest podstawą tzw. „baseline” do dalszych działań. Dyrektywa OZE jest ściśle powiązana z rozporządzeniem GOV.

Zgodnie z nią każde wsparcie tych technologii stanowi pomoc publiczną, a jego udzielenie powinno odbywać się na konkurencyjnych zasadach (tj. system aukcyjny), w sposób transparentny, otwarty, bez dyskryminacji i efektywnie kosztowo. Bardziej konkretnych zasad wsparcia dyrektywa OZE nie normuje, tym samym dyrekcja generalna ds. konkurencji za pomocą wytycznych będzie stanowić główny organ kształtujący zasady wsparcia OZE. Dyrektywa OZE precyzuje również, iż działania legislacyjne nie będą mogły ingerować w już udzielone wsparcie – zasada niedziałania prawa wstecz.

Aukcje dla nowych instalacji mają być otwarte dla oferentów z innych krajów członkowskich w minimalnej wysokości 10% od 2021 do 2025 r. oraz w wysokości 15% od 2026 do 2030 r. Wymagane będzie zawarcie umowy kooperacyjnej pomiędzy danymi krajami członkowskimi, która będzie musiała regulować m.in. kwestię wypłaty wsparcia na rzecz zagranicznych wytwórców energii z OZE. Kraje członkowskie będą miały swobodę, czy będą organizować wspólne bądź odrębne aukcje dla krajowych i zagranicznych wytwórców. Natomiast niejasne jest, czy wymóg fizycznego importu oraz zasada wzajemności zgodnie z obecną wersją ustawy o OZE (lub np. niemieckiej ustawy EEG) dalej będą dopuszczalne.

Dyrektywa OZE wymaga również od krajów członkowskich, aby dla postępowań administracyjnych w zakresie rozwoju projektów OZE w sektorze energii elektrycznej lub ciepła/chłodu, ale również dla projektów rozbudowy infrastruktury sieciowej były tworzone specjalne organy administracyjne „jednego okienka” tj. „single administrative contact points”, tak aby postępowania nie trwały dłużej niż 3 lata lub rok w przypadku repoweringu. Dla instalacji do 50 kW i dla repoweringu (z pewnymi wyjątkami) postępowanie z ogłoszeniem będzie obowiązkowe. W celu zwiększenia transparentności systemów wsparcia OZE kraje członkowskie będą musiały opublikować plany trzyletnie, które wyznaczą całkowity budżet, budżet roczny, harmonogram czasowy dla każdego pojedynczego działania tj. koszyków technologicznych, w celu wsparcia OZE.

Biomasa jako źródło OZE

Nowa definicja instalacji OZE wyklucza wspieranie dużych instalacji (współ)spalających biomasę w elektrowniach. Zmiana została spowodowana głównie przypadkiem „nadwsparcia” dla elektrowni DRAX, największej elektrowni w Wielkiej Brytanii, która w kwietniu 2014 r., tj. trzy miesiące przed wejściem w życie nowych wytycznych Komisji Europejskiej w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach 2014 – 2020 („wytyczne EEAG”), uzyskała kontrakt różnicowy na poziomie GBP 105/MWh do 2027 r. dla dwóch kotłów spalających biomasę o zainstalowanej mocy 1260MW, przy czym biomasa dla tej instalacji w ilości 5 mln ton rocznie jest importowana głównie z Ameryki Północnej i Południowej w formie pelletów. Polska posiada obecnie niewykorzystany potencjał w zakresie upraw biomasy, jednak szacuje się, że jego zasoby wystarczą zaledwie na uzupełnienie paliwa biomasowego dla średnich jednostek do 50MW, natomiast o dostarczeniu paliwa do dużych bloków energetycznych nie może być już mowy.

W związku zgodnie z nową Dyrektywą OZE nowa instalacja spalająca biomasę stałą od 20 MW zainstalowanej mocy będzie się kwalifikować jako instalacja OZE tylko wtedy, gdy będzie działać w wysokosprawnej kogeneracji, tym samym optymalnie wykorzystując cenne paliwo. W przypadku instalacji OZE, które produkują energię z biometanu tj. biomasy płynnej, ten wymóg będzie obowiązywać dla instalacji od 0,5 MW zainstalowanej mocy. Można zatem wskazać, że nowe wytyczne EEAG, które mają zacząć obowiązywać od 1 stycznia 2020 r. wyprzedzają Dyrektywę OZE, która ma zostać wdrożona do 1 stycznia 2021 r. W związku z tym nie będzie już możliwości, aby tzw. proste współspalanie w elektrowniach mogło służyć do kwalifikowania takiej instalacji jako instalacji OZE, a w związku z tym, aby uzyskać dodatkowe wsparcie operacyjne.

Ponadto, dla istniejących instalacji z zainstalowaną mocą od 20 MW (stała biomasa w wysokosprawnej kogeneracji) lub 0,5 MW (biomasa płynna w wysokosprawnej kogeneracji), które zostały uruchomione do 5 października 2015 r. tylko 50% produkowanej energii zostanie zakwalifikowane do obniżenia emisji CO2 m.in. w celu kalkulacji celu zgodnie z Planem EK. Dla instalacji, które zostaną uruchomione po 1 stycznia 2021 r. lub po 1 stycznia 2026 r. ten wskaźnik będzie wynosił odpowiednio 80% i 85%. To oznacza m.in., że duże bloki elektryczne spalające biomasę jak np. „zielony blok” w Połańcu w ogóle nie zakwalifikują się do celów redukcji emisji CO2. Ponadto Dyrektywa OZE w sposób specyficzny ustala kryteria jakości i kwalifikacji gruntów, z których biomasa może zostać pozyskana.

OZE z energii cieplnej

Dyrektywa szczególnie wspiera działania mające na celu rozwój sektora ciepłownictwa/chłodzenia. Kraje członkowskie muszą „postarać się”, aby udział OZE z ciepła/chłodu rósł co roku o jeden punkt procentowy rocznie. Działania krajów członkowskich mogą obejmować m.in. wprowadzenie obowiązku uzupełnienia danego źródła energii o udział OZE tj. obowiązkowe współspalanie w elektrociepłowniach, wprowadzenie obowiązku rozwoju wysokoefektywnych instalacji do produkcji ciepła/chłodu w kogeneracji i/lub wprowadzenie systemu wsparcia za pomocą certyfikatów. Oczekiwane jest również łączenie tych działań z działaniami na rzecz efektywności energetycznej, jak np. udzielanie wsparcia dla działań na rzecz efektywności energetycznej w celu rozwoju wysokoefektywnych instalacji do produkcji ciepła/chłodu. Znowelizowana ustawa o efektywności energetycznej już spełnia takie wymogi, a projekt dyrektywy OZE wskazuje no to, że obecny system wsparcia wysokoefektywnej kogeneracji może zostać przedłużony po 2018 r. Ponadto obowiązkowe współspalanie biomasy stałej w elektrociepłowniach węglowych lub współspalanie syngazu z biometanu w elektrociepłowniach gazowo-parowych jest również działaniem, które powinno znaleźć aprobatę Komisji. Dyrektywa OZE reguluje ponadto kwestię dostępu trzecich podmiotów do istniejących sieci ciepłowniczych – obecna wersja art. 116 Ustawy o OZE odpowiada temu wymogowi. W zakresie magazynowania energii elektrycznej tj. „power-to-heat” oraz wprowadzenia usług systemowych typu DSR operatorzy sieci dystrybucyjnych mają obowiązek wdrożenia istniejącego potencjału.

Znowelizowane rozporządzenie unijnego rynku wewnętrznego w sektorze energii

Rozporządzenie IME jest również istotne dla rozwoju sektora OZE. Komisja szacuje, że ok. 90% instalacji OZE jest przyłączonych do sieci dystrybucyjnej. Aby wzmocnić rolę sieci dystrybucyjnych jednocześnie redukując potrzebę bilansowania na poziomie sieci przesyłowych (ang.: „frequency services”) oraz usunąć zniekształcenia występujące na płynnych rynkach krótkoterminowych SPOT tj. rynek pierwotny, rynek wtórny i rynek trójny (który na razie w Polsce nie został wdrożony), konieczna jest harmonizacja, szczególnie w kwestiach związanych z tzw. czasem zamknięcia rynku (ang.: „gate closure time”) oraz związanymi produktami handlowymi. Instalacje OZE mają mieć dostęp do świadczenia pomocniczych usług niezwiązanych z bilansowaniem napięcia na szczeblu sieci dystrybucyjnej (ang.:”non-frequency ancillary services”), tj. specjalistycznych usług oraz zadań na poziomie sieci dystrybucyjnej, które ułatwiają i wspierają nieprzerwany przepływ energii elektrycznej na niższym napięciu, tak aby podaż nieustannie odpowiadała popytowi, jak np. kontrola częstotliwości (ang.:”frequency control”), obrót rezerwami operacyjnymi (ang.:”spinning reserves”) oraz udostępnienie rezerw operacyjnych (ang.:”operating reserves”). Szczególnie tzw. agregatory tj. „a market participant that combines multiple customer loads or generated electricity for sale, for purchase or for auction in any organised energy market” mają być promowane. Obowiązek bilansowania dla instalacji OZE, który obecnie nie obejmuje instalacji poniżej 500 kW zainstalowanej mocy, od 2026 r. obejmie wszystkie instalacje od 250 kW zainstalowanej mocy.

Zniesienie pierwszeństwa dostępu do sieci dla instalacji OZE

Ponadto pierwszeństwo dostępu do sieci dla instalacji OZE (i dla wysokosprawnej kogeneracji) zostanie zniesione, przy czym instalacje, które zostaną przyłączone do 2020 r. dalej mają być preferowane. Zniesienie pierwszeństwa dostępu do sieci dla technologii OZE wydaje się jednak mało groźne, ponieważ redukcja mocy ma nastąpić zgodnie z zasadami rynkowymi tj. merit order. Odstępstwa od tej reguły są tylko dopuszczalne, o ile (już) nie istnieje żadna możliwość redukcji mocy zgodnie z zasadami rynkowymi (ostatnio okres świąteczny udowodnił w zakresie farm wiatrowych, że w Polsce taka możliwość redukcji mocy źródeł konwencjonalnych istnieje), lub w danym regionie nie ma wystarczająco dużych instalacji wytwarzania energii elektrycznej, które mogą gwarantować efektywną konkurencyjność. Jednak sformułowanie „zgodnie z zasadami rynkowymi” nie będzie obowiązywać wtedy, kiedy wyłączenia źródeł konwencjonalnych będzie związane z „nieproporcjonalnymi kosztami” lub z „ryzykiem bezpieczeństwa sieci”. Szczególnie sformułowanie „nieproporcjonalne koszty” jest mało precyzyjne i będzie przedmiotem dalszych dyskusji na poziomie unijnym. Rozporządzenie IME ponadto reguluje kolejność redukcji mocy dla instalacji OZE i wysokosprawnej kogeneracji, przy czym instalacje prosumenckie w ostatniej kolejności mają być przedmiotem redukcji mocy – przedmiotem dyskusji jest, dlaczego instalacje wysokosprawnej kogeneracji mają zostać poddane redukcji po instalacjach OZE. W przypadku redukcji mocy operatorzy podlegają obowiązkowi transparentnego raportowania oraz – co ważniejsze – obowiązkowi wypłaty odszkodowania na rzecz wytwórców OZE lub wysokosprawnej kogeneracji w wysokości minimum 90% utraconych wpływów ze sprzedaży energii elektrycznej włącznie z wypłatą dodatkowego wsparcia. Ponadto operatorzy sieci muszą inwestować w infrastrukturę w taki sposób, aby zminimalizować ryzyko redukcji mocy lub wyłączeń dla instalacji OZE lub wysokosprawnej kogeneracji.

Znowelizowana dyrektywa na rzecz efektywności energetycznej

Również dyrektywa na rzecz efektywności energetycznej (dalej: „dyrektywa EE”) stanowi przedmiot nowelizacji. Cel na rzecz efektywności energetycznej wynosi 30% i jest wyższy niż cel Rady Europejskiej z 2014 r., który wynosił 27%. Roczny cel oszczędności wynosi 1,5% finalnego zużycia energii brutto. Podmiotami zobowiązanymi są m.in. dystrybutorzy energii oraz spółki handlujące energią. Dodatkowo zmianie ulegnie dyrektywa na rzecz rozwoju efektywnych budynków. Systemy infrastruktury budynkowej obejmą w przyszłości instalacje do wytwarzania energii oraz infrastruktury technicznej dla samochodów elektrycznych.

Szybkie wdrożenie pakietu zimowego

W Unii Europejskiej strony postępowań są przygotowane na szybkie wdrożenie pakietu zimowego, szczególnie dotyczy to rozporządzenia GOV. Prawdopodobnie już 12 stycznia Parlament Europejski powoła odpowiednie komisje i sprawozdawców. Dzięki nieformalnym uzgodnieniom pomiędzy Parlamentem, Komisją i Radą Europejską proces legislacyjny ma zostać przyspieszony, aby rozporządzenie Governance i dyrektywa OZE, co najmniej w zakresie planów energetyczno-klimatycznych, obowiązywały od 1 stycznia 2018 r.