Mamy pewność, że tegoroczne aukcje na rynku mocy będą odbywać się na starych zasadach. Czy tego samego można spodziewać się do końca 2019 roku? Po ogłoszeniu wyniku negocjacji pojawiły się wątpliwości interpretacyjne, choć są one rozwiewane na korzyść m.in. Polski. Poza wyjątkami, nowe jednostki węglowe po wejściu w życie rozporządzenia tj. w II kw. 2019 nie będą mogły uczestniczyć w mechanizmach mocowych, wykluczy je standard emisyjności 550 g/KWh. Oznacza, to że nie będą one już wspierane. Istniejące z kolei, które będą uczestniczyły w aukcjach po 2019 roku otrzymają możliwość korzystania ze wsparcia maksymalnie do 2025 roku. Od tych zasad odstępstwo będzie dotyczyło zobowiązań i kontraktów zawartych do końca 2019 r. w ramach istniejących w kilku państwach UE, w tym Polski, mechanizmów mocowych. To wyznacza kierunek transformacji naszego rynku energii elektrycznej i co najważniejsze ustanawia konkretne ramy czasowe modernizacji sektora – mówi Paweł Wróbel, były dyrektor biura Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej w Brukseli w rozmowie z portalem BiznesAlert.pl.
BiznesAlert.pl: W środę zakończył się trilog dotyczący ostatniego elementu tzw. Pakietu Zimowego, a więc rozporządzeń i dyrektyw dotyczących rynku energii elektrycznej w Europie. O co toczyła się gra?
Paweł Wróbel, były dyrektor biura Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej w Brukseli: Po kilkunastu godzinach, czyli chyba najdłuższym trilogu w ramach pakietu „Czysta Energia dla Europy i Europejczyków” zakończyły się negocjacje dotyczące dyrektywy i rozporządzeń dotyczących rynku energii elektrycznej. Najwięcej emocji, ze względu na limit emisyjności 550g/kWh budziły zapisy odnoszące się do mechanizmów mocowych, a więc artykułu 23 negocjowanego rozporządzenia Z punktu widzenia polskiego sektora, najważniejsze było to, co podkreślała od początku tego procesu administracja i przedstawiciele sektora. Wskazywano na duże zagrożenie dotyczące poziomu emisyjności na poziomie 550g/KWh. Ogromna większość polskich mocy, ze względu na prawie 80% udział węgla w generacji energii elektrycznej byłaby wykluczona z możliwości korzystania z rynku mocy. Pamiętajmy, że Polska właśnie wprowadza ten mechanizm. Komisja Europejska pozytywnie notyfikowała polski rynek mocy w lutym 2018 roku. Rynek mocy w obecnym kształcie został wynegocjowany w wyniku dialogu z Komisją. Oznacza to również, że polski rynek mocy jest w pełni zgodny z zasadami pomocowymi UE. To dawało mocną kartę przetargową w zakresie negocjacji market design.
Korzystne stanowisko Rady UE, tzw. General Aproach, z grudnia 2017 roku również było istotnym elementem tych negocjacji, ze względu na przywołanie po raz pierwszy potrzeby gwarancji praw nabytych dla zatwierdzonych już przez KE mechanizmów mocowych. Podczas ostatniego trilogu, rozmowy dotyczyły głównie klauzuli utrzymania praw nabytych oraz okresu przejściowego tj. jego długości i kogo by obejmował, a więc tego co będzie definiować podział na nowe i stare jednostki.
Chyba jednak najważniejszy punkt negocjacji w ramach trilogu dotyczył tzw. klauzuli grandfatheringu. Czym ona jest?
Grandfathering dotyczy praw nabytych, w ramach istniejących rynków mocy, w tych państwach, gdzie te rozwiązania istnieją jak np. w Polsce, Wielkiej Brytanii, Francji, Włoszech czy Hiszpanii. Pamiętajmy, że nie wszędzie ten mechanizm został wprowadzony. Są państwa, gdzie się go dopiero wprowadza, a w tym samym czasie trwa dyskusja z Komisją dotycząca kształtu zasad udzielania pomocy. Chodzi w tym przypadku o Grecję. Tak więc, rzecz dotyczy praw nabytych dotyczących podjętych zobowiązań poprzez istniejące rynki mocy, które zostały wprowadzone w oparciu o funkcjonujące dotychczas przepisy, które tego limitu EPS 550 (Standardy emisji CO2. Proponowany limit emisji CO2 na jedną kilowatogodzinę (kWh)) nie zakładały.
Co zakłada więc kompromis?
Punkt 4 artykułu 23 mówi jasno, że kontrakty i zobowiązania, jakie zostaną zawarte do końca 2019 roku, będą wyłączone z regulacji dotyczących poziomu emisyjności EPS 550g/kWh. Przekładając to na sytuację w Polsce, mamy pewność, że wyniki aukcji w 2018 roku nie będą dotknięte nowym regulacjami. Dotyczy to wszystkich aukcji, we wszystkich krajach UE, które zostaną przeprowadzone do końca 2019 roku. Obowiązuje więc, mówiąc w dużym skrócie derogacja, czyli wyłączenie spod zapisu 550g.
A zapis o konieczności komercyjnej produkcji energii, kiedy może zacząć obowiązywać?
Tu faktycznie były zgłaszane pewne wątpliwości tuż po zakończeniu trilogu. Dotyczyły one interpretacji okresu pomiędzy wejściem rozporządzenia w życie, tj. drugim kwartałem 2019 roku, a końcem 2019 roku. W odróżnieniu do dyrektywy, rozporządzenie adoptowane jest bezpośrednio do prawodawstwa kraju członkowskiego. Obowiązuje więc automatycznie. Zgodnie z punktem 1 i 2 artykułu 23 rozporządzenia, od tego czasu we wszystkich aukcjach i na wszystkich rynkach mocy, będzie obowiązywać przepis mówiący o tym, że nowe jednostki, to te, które mają dostarczać energię przed wejściem w życie rozporządzenia i będą one z automatu objęte EPS 550g. Jednocześnie punkt 4 artykułu 23 wskazuje, na ochronę praw nabytych wszystkich zobowiązań i kontraktów zawartych do końca 2019 nie
Minister energii powiedział, że będzie to możliwe do końca 2019 roku.
Tak, jednak dochodziły z Brukseli głosy wyrażające pewne wątpliwości czy faktycznie tak będzie, biorąc pod uwagę fakt, że to rozporządzenie wchodzi w życie automatycznie i może tak się stać już w drugim kwartale 2019 roku. Może to wynikać z różnic interpretacyjnych. Ponadto w decyzji notyfikacyjnej, podjętej przez Komisję Europejską jest zapis, że Polska podobnie jak inne kraje, musi dostosować się do zrewidowanego rozporządzenia. Warto jednak dodać, że większość ekspertów przekonuje, że aukcje odbywające się na starych zasadach będą możliwe do końca 2019 roku, tak jak zapewnia resort energii. Wątpliwości ostatecznie wyjaśniłaby oficjalna interpretacja przepisów ze strony Komisji.
Polacy mieli zabiegać, o to by derogacje od EPS550 mogły działać do 2030 roku.
Faktycznie postulat jak najdłuższej derogacji był podnoszony od początku negocjacji. Jednak na tym polega kompromis, że w przypadku jednego postulatu trzeba zrezygnować z walki do końca, tak aby przeforsować inny. Z polskiej perspektywy ważniejsza jest tzw. Klauzula Grandfathering. To był dla polskiej delegacji najważniejszy zapis, którego wprowadzenie udało się osiągnąć. To niewątpliwy sukces polskich negocjatorów reprezentujących rząd, a także polskich posłów do PE uczestniczących w trilogach. Instalacje, które wygrają aukcje w 2018 roku będą mogły korzystać z rynku mocy, niezależnie od tego czy będą gotowe dostarczać energię na zasadach komercyjnych przed końcem 2019 roku czy też nie. Aukcje wygrały już m.in. nowe bloki: Nowe Jaworzno, Turów i dwa nowe bloki w Opolu. Są to największe inwestycje w nowe moce, które są obecnie finalizowane w Polsce, dlatego ich udział w rynku mocy jest tak istotny. Wobec tego kontrakty na 2021 roku będą obowiązywać przez 15 lat do 2036 roku i nie zostaną objęte treścią nowego rozporządzenia.
A co z nowym blokiem Elektrowni Ostrołęka, której budowa niedawno się rozpoczęła?
Jeśli Elektrownia Ostrołęka C wygra tegoroczną aukcję to będzie traktowana na tych samych warunkach, mimo, że za rok nie będzie jeszcze dostarczać energii. W przypadku Ostrołęki kluczowe będzie to, że ma ona dostarczać moce w ramach ewentualnie wygranej aukcji od 2023 roku przez 15 lat do 2038 roku. Ostrołęka, żeby otrzymywać wsparcie w ramach rynku mocy, po wygraniu aukcji musi zostać wybudowana i uruchomiona do 2023 roku, bo takie będzie zobowiązanie aukcyjne. W tym wypadku rozporządzenie nie będzie ingerować w te zobowiązania.
Wymieniliśmy kogo to rozporządzenie nie dotknie. Kto więc może obawiać się jego treści i od kiedy?
Wszystkie nowe moce wytwórcze, które będą brać udział w aukcjach rynku mocy od 2020 roku będą objęte limitem EPS 550g. Wyklucza to więc nowe instalacje węglowe, ponieważ nie będą one korzystać z rynku mocy. Istniejące moce węglowe, zgodnie z definicją będą mogły zwierać kontrakty tylko do 2025 i będą mogły być finansowe i otrzymywać wsparcie tylko do 2025 roku. To bardzo wyraźnie określa ramy czasowe transformacji energetycznej w Polsce.
Na zakończenie chciałem dopytać o wątpliwości prawne i interpretacyjne. Kilka tygodni temu pojawiła się informacja, że brytyjski model wsparcia został zakwestionowany przez Trybunał Sprawiedliwości Unii Europejskiej. Czy wątpliwości wobec polskiego rynku mocy oraz ostatniego trilogu może rozstrzygnąć TSUE?
Skargi do TSUE na rynki mocy w innych krajach UE, w tym Polski, po tym co stało się w przypadku Wielkiej Brytanii mogą się pojawić. Ta skarga dotyczy jednak zupełnie innego aspektu, tj. dyskryminacji uczestników mechanizmu (w tym wypadku tzw. Demand Side Response, DSR). Na szczęście polski rynek mocy w czasie powstawania był dyskutowany z Komisją Europejską, tak aby zagwarantować, iż będzie miał pełną zgodność z unijnymi regulacjami, w tym zasadami pomocowymi. Efekty tej współpracy zaprocentowały na finiszu negocjacji, których KE była jedną ze stron przy stole.
Rozmawiał Bartłomiej Sawicki
