Stanowisko PKEE dotyczące Pakietu Zimowego

Warszawa, 1 grudnia 2016 r.
Stanowisko Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej
dot. pakietu na rzecz czystej energii dla wszystkich Europejczyków
(Clean Energy for All Europeans legislative proposals)
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”.
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.
2. 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
3. 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.
4. 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.
5. 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 zarzadzania 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.
2
3. 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.
4. 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.
5. Ponadto, uważamy, że kontrybucje finansowe nie będą stanowić najbardziej
adekwatnego instrumentu zapewnienia zgodności z wymogami dotyczącymi udziału
OZE w krajowym miksie energetycznym.
6. 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.
7. 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.
8. 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;
3

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.
9. 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).
4
2. 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.
3. 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.
2. 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.
3. 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
5
członkowskich kwestia dopuszczalności prowadzenia takiej działalności powinna być
rozstrzygana na poziomie krajowym, nie unijnym.
4. 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.
5. 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.
6. 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.
7. 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.
8. 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
1. 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
6
rozwoju dodatkowego obszaru działalności w ramach sektora energetycznego w
Polsce.
7