Energia z węgla: Polska w unijnym potrzasku. Gra o wysoką stawkę dopiero się zaczyna

Nasza strategia związana z rynkiem mocy jest zagrożona. Wszystko przez unijne rozporządzenie, nad którym pracuje właśnie Bruksela. Projektowane przepisy są restrykcyjne – oczywiście w myśl idei dekarbonizacji Wspólnoty. Wygląda więc na to, że mamy nie tylko energetyczny, ale też polityczny problem, i ostra walka o węgiel znowu przed nami

Niecałe pół roku temu, kiedy polska ustawa z 6 grudnia 2017 r. wprowadzająca w naszym kraju rynek mocy uzyskała notyfikację Brukseli, wydawało się, że polska branża energetyczna może spać spokojnie. Ale na horyzoncie kłębią się niestety czarne chmury. Komisja Europejska chce, aby w mechanizmach mocowych uczestniczyły wyłącznie jednostki wytwórcze, których emisyjność wynosi poniżej 550 g CO2/kWh – tak wynika z projektu unijnego rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej, nad którym trwają teraz intensywne prace. Dla Polski to problem, bo taki limit pozwala co najwyżej na udział w rynku mocy instalacjom opartym na gazie oraz oczywiście na odnawialnych źródłach energii i siłowniom jądrowym. Wyklucza z niego natomiast elektrownie węglowe, bo ich emisja CO2 przekracza poziom 700 g CO2/kWh! Co zatem z naszymi planami, że polski rynek mocy zakłada rozwój nowych sił wytwórczych w drodze rozbudowy elektrowni węglowych? Atmosferę podgrzewa fakt, że limit wykluczający je z rynku mocy będzie wynikał nie z dyrektywy (którą musielibyśmy jeszcze implementować), a z unijnego rozporządzenia, które trzeba stosować wprost… Jeżeli zostanie przyjęte w obecnym kształcie – proponowanym przez KE, to polski rząd znajdzie się w unijnym potrzasku, bo nasze plany to rozbudowa elektrowni. Rynek mocy zakłada przecież przede wszystkim wsparcie bloków węglowych! Już jesienią tego roku w Polsce odbędą się trzy aukcje mocowe, w efekcie których państwo podpisze wieloletnie kontrakty z tymi instalacjami, które złożą najlepszą ofertę właśnie na tę dodatkową moc. Pytań i wątpliwości z tym związanych nie ma końca: no bo czy w aukcjach będą mogły startować instalacje, które dziś istnieją tylko teoretycznie i na papierze, jak na przykład planowany przez Eneę i Energę blok 1000 MW w Elektrowni Ostrołęka? No i co stanie się z zawartymi na podstawie aukcji kontraktami w momencie, gdy unijne rozporządzenie o rynku energii elektrycznej w końcu wejdzie w życie? Realnie patrząc, należy się tego spodziewać najwcześniej za rok. Wygląda na to, że mamy problem nie tylko energetyczny, lecz także polityczny – i to zarówno w Polsce, jak i w całej UE.

Rynek mocy, czyli...

Zacznijmy jednak od początku. Po co nam rynek mocy? Po to, by nie zabrakło prądu. Polskie elektrownie mają dziś za małe moce, a dodatkowo – zgodnie z unijnym prawem – te najstarsze stopniowo będziemy wyłączać (tak jak na początku roku Elektrownię Adamów). Dlatego żeby sprostać prognozowanemu w kolejnych latach wzrostowi konsumpcji (do roku 2030 r. konsumpcja energii w Polsce wzrośnie o ok. jedną czwartą!), a także wzmożonemu zapotrzebowaniu w okresach letnich, elektrownie muszą zyskać dodatkowe moce. A co za tym idzie – pieniądze na rozbudowę. Według szacunków rządu tworzenie rynku mocy w Polsce oznacza inwestycje w budowę źródeł wytwórczych w energetyce o łącznej mocy co najmniej 12–14 gigawatów, co oznacza konieczność poniesienia nakładów liczonych w miliardach złotych. A źródłem funduszy ma być właśnie specjalna opłata mocowa. Natomiast o tym, jakie inwestycje zostaną wsparte, zdecydują wspomniane aukcje rynku mocy. Ten wymysł, przez niektórych błędnie okrzyknięty abonamentem węglowym, wcale nie jest polski. To wzorowany na rozwiązaniach wprowadzonych już wcześniej w wielu krajach instrument, który ma przede wszystkim zapobiec potencjalnym blackoutom. Zapotrzebowanie na prąd rośnie i skądś go trzeba brać, a i tak od 2014 r. jesteśmy już importerem netto energii elektrycznej. Dlatego to nie tylko Polska, ale m.in. także Wielka Brytania, Francja czy Włochy, dostały z UE zielone światło na zastosowanie tego mechanizmu, by zadbać o swoje bezpieczeństwo energetyczne. Zatem wejście w życie projektowanego rozporządzenia sprawić może, że nie tylko nasze plany związane z rynkiem mocy mogą wyglądać inaczej, choć nas niewątpliwie „limit 550” dotknie najbardziej w przeciwieństwie np. do Francuzów, których energetyka bazuje na zeroemisyjnym atomie.

WAŻNE Rynek mocy to mechanizm, który zakłada, że wytwórcom energii płaci się nie tylko za jej produkcję, ale i za samą gotowość do dostarczenia jej w szczycie, czyli innymi słowy – za dodatkowe moce. Dzięki temu odbiorcy energii mają pewność, że w sytuacji zwiększonego zapotrzebowania prądu nie zabraknie, a wytwórcy dzięki tym opłatom mogą np. zainwestować w rozbudowę źródeł energii.

Propozycje Brukseli

Trwa trilog, czyli trójstronne negocjacje pomiędzy KE, Parlamentem i Radą UE, które mają doprowadzić do ustalenia finalnego brzmienia rozporządzenia wchodzącego w skład „Pakietu na rzecz czystej energii dla wszystkich Europejczyków”

W pierwotnej propozycji Komisja przewidywała, że istniejące jednostki wytwórcze o poziomie emisyjności przekraczającym 550 g CO2/kWh mogłyby korzystać z mechanizmów mocowych wyłącznie przez pięć lat od wejścia w życie projektowanego rozporządzenia (tzn. do 2025 r.). Co ma istotne znaczenie z punktu widzenia stosowania ustawy rynku mocy, w projekcie rozporządzenia KE zaproponowała również przepis przejściowy dotyczący istniejących mechanizmów mocowych, zgodnie z którym państwa członkowskie mają być zobowiązane do dostosowania stosowanych przez siebie mechanizmów mocowych do przepisów tego rozporządzenia (art. 24). To by było rozwiązanie dla Polski bardzo niekorzystne.

W ramach trwającego procesu legislacyjnego Parlament Europejski oraz Rada Unii Europejskiej przedstawiły rozwiązania, które stały się przedmiotem dalszych negocjacji (patrz opinia F. Elżanowskiego i P. Manteuffla).

opinia ekspertów

Tego dotyczą negocjacje

dr hab. Filip Elżanowski radca prawny, Elżanowski Cherka i Wąsowski Kancelaria Prawna Sp. K.

Piotr Manteuffel adwokat, Elżanowski Cherka i Wąsowski Kancelaria Prawna Sp. K.

Trwający obecnie proces legislacyjny aktów prawnych wchodzących w skład Pakietu Zimowego może w bardzo istotnym stopniu wpłynąć na kształt rynku mocy w Polsce. Komisja Europejska w decyzji SA.46100 (2017/N) z 7 lutego 2018 r., zatwierdzającej polski rynek mocy jako program pomocy publicznej, zaznaczyła, że mechanizm ten powinien uwzględniać przepisy prawa wspólnotowego, w tym przepisy projektowanego rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej (pkt. 133).

W tym kontekście kluczowe znaczenie może mieć art. 23 ust. 4 projektowanego rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej. Zgodnie z propozycją KE w mechanizmach mocowych miałyby uczestniczyć wyłącznie jednostki wytwórcze, których emisyjność wynosi poniżej 550 g CO2/kWh. Komisja przewidywała dodatkowo, że istniejące jednostki wytwórcze o poziomie emisyjności przekraczającym 550 g CO2/kWh mogłyby korzystać z mechanizmów mocowych wyłącznie przez okres pięciu lat od wejścia w życie projektowanego rozporządzenia (do 2025 r.). Co ma istotne znaczenie z punktu widzenia stosowania ustawy z dnia 6 grudnia 2018 r. o rynku mocy, w projekcie rozporządzenia KE zaproponowała również przepis przejściowy dotyczący istniejących mechanizmów mocowych, zgodnie z którym państwa członkowskie mają być zobowiązane do dostosowania stosowanych przez siebie mechanizmów mocowych do przepisów tego rozporządzenia (art. 24).

W ramach trwającego procesu legislacyjnego Parlament Europejski oraz Rada Unii Europejskiej przedstawiły dwa alternatywne rozwiązania w odniesieniu do limitu emisyjności jednostek wytwórczych uczestniczących w mechanizmach mocowych, stanowiące modyfikacje uregulowań zaproponowanych przez KE.

W sprawozdaniu komisji ds. przemysłu, badań naukowych i energii (ITRE) Parlamentu Europejskiego z 27 lutego 2018 r. (stanowiącym podstawę do negocjacji Parlamentu Europejskiego z Radą Unii Europejskiej) utrzymano wyłączenie możliwości udziału w rynku mocy jednostek wytwórczych, których emisyjność przekracza 550 g CO2/kWh. Jedyny wyjątek ma dotyczyć istniejących jednostek wytwórczych działających w ramach „rezerwy strategicznej” (jednostek niedziałających w ramach normalnego rynku i uruchamianych wyłącznie w przypadku potrzeby zapewnienia bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego; art. 18a ust. 7). Komisja ITRE opowiedziała się również za nałożeniem na państwa członkowskie obowiązku dostosowania istniejących mechanizmów mocowych do regulacji ujętych w rozporządzeniu.

Z kolei w podejściu ogólnym Rady Unii Europejskiej do projektu rozporządzenia z 20 grudnia 2017 r. w zakresie limitu emisyjności jednostek wytwórczych uczestniczących w mechanizmach mocowych zaproponowano rozwiązania bardziej elastyczne. Po pierwsze, Rada zaproponowała, by limit emisyjności dla jednostek wytwórczych określony był jako 550 g CO2/kWh bądź 700 kg CO2 średnio w roku na kW mocy zainstalowanej. Po drugie, tak określony limit miałby obowiązywać wobec nowych jednostek wytwórczych od 2026 r., a wobec istniejących jednostek wytwórczych co do zasady od 2031 lub 2036 r. Co ma kluczowe znaczenie dla funkcjonowania polskiego rynku mocy, w propozycji Rady przewiduje się także, iż dostosowywanie istniejących mechanizmów mocowych do przepisów rozporządzenia powinno pozostawać bez uszczerbku dla zobowiązań lub umów zawartych przed wejściem w życie tego rozporządzenia oraz bez uszczerbku dla unijnych zasad pomocy państwa, w tym decyzji o pomocy państwa podjętych przed terminem wejścia w życie tego rozporządzenia.

Ostateczny kształt regulacji w zakresie limitu emisyjności jednostek wytwórczych uczestniczących w mechanizmach mocowych stanowić będzie efekt prowadzonych negocjacji pomiędzy Parlamentem Europejskim i Radą UE. To, czy i w jakim zakresie ustawa z 6 grudnia 2018 r. o rynku mocy będzie musiała zostać zmieniona poprzez ograniczenie możliwości uczestniczenia w rynku mocy jednostek wytwórczych o określonym poziomie emisyjności, zależeć będzie od wyniku tych negocjacji.

Zdaniem dr. Filipa Elżanowskiego i adwokata Piotra Manteuffla z kancelarii Elżanowski Cherka i Wąsowski Kancelaria Prawna Sp. K. szczególnie elastyczne jest podejście Rady Unii Europejskiej. Rada zaproponowała, by limit emisyjności dla jednostek wytwórczych określony był na poziomie albo 550 g CO2/kWh, albo 700 kg CO2 średnio w roku na kW mocy zainstalowanej. – Wprowadzenie tego drugiego, alternatywnego limitu powinno pozwolić również na udział w mechanizmach mocowych jednostek wytwórczych o wyższych wskaźnikach emisyjności na jednostkę wyprodukowanej energii elektrycznej, lecz nie pracujących w pełnym wymiarze przez cały rok, a jedynie uruchamianych w przypadkach potrzeby wprowadzenia dodatkowych mocy do systemu elektroenergetycznego – wyjaśniają eksperci. Co więcej: limity miałyby obowiązywać wobec nowych jednostek wytwórczych od 2026 r., a wobec istniejących – od 2031 lub 2036 r. Co ważne dla polskiego rynku mocy, w propozycji Rady UE przewiduje się także, iż dostosowywanie istniejących mechanizmów mocowych do przepisów rozporządzenia powinno pozostawać bez uszczerbku dla zobowiązań lub umów zawartych przed wejściem w życie rozporządzenia.

Co możemy ugrać

Polski rząd jednak nie odpuszcza. Minister energii Krzysztof Tchórzewski kilkakrotnie gościł w tej sprawie w Brukseli. Ważna może się okazać jego utrzymana w mocy deklaracja dotycząca tego, że planowany blok elektrowni Ostrołęka ma być ostatnim blokiem węglowym w naszym kraju. UE przyjęła tę deklarację za dobrą monetę, choć wciąż wytyka nam brak aktualnej wieloletniej polityki energetycznej. W lobbowanie aktywnie włączył się m.in. Polski Komitet Energii Elektrycznej (PKEE), branżowe stowarzyszenie, które zrzesza nasze krajowe koncerny energetyczne. W ostatnich tygodniach zorganizował kilka konferencji w największych miastach europejskich poświęconych właśnie rynkowi mocy.

– Propozycje Komisji, Rady i Parlamentu Europejskiego różnią się w wielu punktach, wypracowanie kompromisu nie będzie więc łatwe. Najważniejsze ustalenia powinny zakończyć się jeszcze w tym roku – mówi DGP Katarzyna Radzewicz, sekretarz PKEE.

Tyle że nawet jeśli znajdziemy sprzymierzeńców, to wydaje się, że radykalne zmiany w kształcie propozycji unijnego rozporządzenia są niemożliwe. Przede wszystkim – w zgodnej ocenie ekspertów – nie ma szans na zmianę proponowanego „limitu 550” – propozycji zarówno Komisji Europejskiej, jak i Parlamentu Europejskiego i Rady UE mówiącej o tym, że instalacje uczestniczące w rynku mocy nie mogą emitować więcej niż 550 g CO2/kWh.

– Co do tego, że kryterium 550 g CO2/kWh znajdzie się ostatecznie w rozporządzeniu, nie ma wątpliwości. Stanowisko negocjacyjne zarówno Parlamentu Europejskiego, jak i Komisji Europejskiej zakłada, że nowe moce podlegałyby limitowi 550 niezwłocznie, a te istniejące – od 2025 r. – mówi Joanna Flisowska, ekspert Climate Action Network Europe (koalicji europejskich organizacji pozarządowych, walczącej z niebezpiecznymi zmianami klimatu). – Ponadto parlament w swoim stanowisku podkreśla, że mechanizmy mocowe powinny być stosowane tylko w ostateczności, a rozwiązania w postaci OZE, DSR (mechanizm redukcji polegający na zmniejszeniu poboru mocy przez odbiorców energii elektrycznej w wybranych godzinach – red.) czy połączeń transgranicznych powinny być stosowane w pierwszej kolejności – dodaje Joanna Flisowska. Widać więc, że UE naciska na źródła jak najmniej emisyjne.

Na czym zatem zależeć powinno polskiej stronie? W ocenie ekspertów kluczem do sukcesu jest obecnie uzyskanie w negocjacjach takich rozwiązań, które pozwolą nam odsunąć limit 550 w czasie. Czyli wynegocjowanie korzystnych przepisów przejściowych. Wtedy instalacje, które wezmą udział w obecnych aukcjach, byłyby niezagrożone utratą finansowania – i to nawet na 15 lat.

Ważne będzie przy tym wszystkim ostateczne szczegółowe brzmienie proponowanych przepisów przejściowych i przyjęte tam definicje. Co znaczy działająca instalacja? Czy to taka, która uzyskała podłączenie do sieci? Czy taka, która sprzedaje już komercyjnie prąd? A co rozumieć przez komercyjną sprzedaż prądu? Odpowiednie sformułowanie tych pojęć – to właśnie zadania, które stoją przed polskimi negocjatorami. Łatwo nie będzie, ale wszyscy wiedzą, że z czasem będzie jeszcze trudniej, zważywszy na antywęglowe podejście UE. Tyle tylko, że przed rozpoczęciem negocjacji nie można wylać dziecka z kąpielą, a także nie tracić energii tam, gdzie nie jest to konieczne.

Niemniej jednak nasi rozmówcy uspokajają – o ile problematyczne może być to, czy powstanie planowana dopiero Ostrołęka C (patrz ramka), o tyle inne inwestycje węglowe, które w Polsce już powstają, powinny być bezpieczne. Chodzi o budowane obecnie bloki węglowe w Jaworznie (Tauron), Opolu i Turowie (PGE).

Zagwarantowanie praw nabytych

Zdaniem Katarzyny Radzewicz, sekretarz PKEE, z perspektywy wytwórców kluczowe będzie zagwarantowanie w ramach negocjacji zasady ochrony praw nabytych i pewności prawa, która powinna być respektowana zarówno w unijnym, jak i krajowym reżimie prawnym. – Dobrze byłoby, aby nowe przepisy rozporządzenia wprowadziły również odpowiednie gwarancje w tym zakresie – uważa sekretarz PKEE.

Katarzyna Radzewicz podkreśla, że dobrym przykładem rozwiązań legislacyjnych, które w ostatnim czasie potwierdziły wymóg zapewniania ochrony praw nabytych dla istniejących systemów wsparcia, są przepisy zrewidowanej dyrektywy OZE (o odnawialnych źródłach energii). W porozumieniu co do kształtu przepisów tej dyrektywy, osiągniętym 14 czerwca, art. 6 zapewnia odpowiednie gwarancje w tym zakresie.

W ocenie sekretarz PKEE decyzja mocowa z lutego, w której KE zatwierdziła polski rynek mocy, przesądziła o statusie naszego rynku mocy jako rynku istniejącego.

– Nie ma podstaw do stosowania podwójnych standardów w legislacji w zakresie praw nabytych, a do takiej sytuacji mogłoby dojść, gdyby przepisy rozporządzenia nie zaadresowały kwestii należytej ochrony dla istniejących rynków mocy. Dodatkowo rozporządzenie rynkowe, wprowadzając katalog ogólnych zasad dla rynku energii, kładzie nacisk m.in. na zasadę neutralności technologicznej. Oznacza to, że wszyscy wytwórcy, bez względu na stosowaną technologię, powinni być traktowani podobnie, również w zakresie korzystania z ochrony przyznanego wsparcia. Na rynku mocy z ochrony powinny korzystać przede wszystkim kontrakty zawarte przed wejściem w życie rozporządzenia oraz pozostałe środki uruchomione na podstawie decyzji mocowej – tłumaczy Radzewicz.

Potrzebny czas na dostosowanie

Również PKEE podkreśla rolę okresu przejściowego, który jest niezbędny do transformacji polskiej energetyki. Dziś wciąż opiera się ona w 85 proc. na węglu kamiennym i brunatnym, od których odejście nie jest możliwe z dnia na dzień.

– Dla uczestników polskiego runku mocy ważne jest zapewnienie w przepisach odpowiednio długiego okresu dostosowawczego dla wprowadzenia nowego standardu emisji. Rozwiązanie przyjęte przez Radę UE wydaje się najbardziej wyważone i zmierza do wprowadzenia odpowiedniej równowagi pomiędzy bezpieczeństwem energetycznym a wyzwaniami polityki klimatycznej. – Wyłączenie stosowania „limitu 550” do istniejących instalacji, które uzyskały ostateczną decyzję inwestycyjną przed wejściem w życie rozporządzenia w perspektywie do 2030 r., z opcją dodatkowego pięcioletniego wydłużenia, wyznacza odpowiednio różne punkty startowe dla państw członkowskich o zróżnicowanym miksie energetycznym. Odpowiada to również stosowanej przez KE dominującej praktyce zatwierdzania decyzji mocowej na 10 lat. Zdaniem PKEE to minimalny okres derogacji, jaki powinien znaleźć się w finalnej wersji rozporządzenia – mówi nam Radzewicz. Tu zresztą pojawia się też znak zapytania – jak ostatecznie rozumiana będzie końcowa decyzja inwestycyjna. Tego dziś nie wie nikt, a to także kluczowe dla wspomnianej już Ostrołęki C.

Czy ustawa do poprawki

Istotną kwestią jest to, że zgodnie z polską ustawą pierwsze aukcje dotyczące rynku mocy mają się odbyć już w listopadzie 2018 r., a więc niebawem. I co wtedy? My zrobimy aukcje, a w 2019 r. wejdzie w życie rozporządzenie – nadrzędne nad prawem krajowym.

– To oznacza konieczność przeprowadzenia zmian w naszej ustawie – tak uważa Joanna Maćkowiak-Pandera, szefowa Forum Energii. No, ale co z zawartymi już kontraktami na podstawie aukcji? Czy nadal po wejściu w życie będą mogły być wspierane? Tutaj eksperci są podzieleni. Jedni uważają, że zawarte kontrakty będą ważne i nie trzeba będzie ich zmieniać.

– Moim zdaniem wszystkie kontrakty zawarte w wyniku aukcji przeprowadzonych w 2018 r. będą ważne, bez względu na ostateczny kształt europejskich regulacji dotyczących „limitu 550”. Mechanizm mocy widziany jest w Brukseli jako mechanizm wsparcia i w tym kontekście jest możliwe, że normy dla jednostek emitujących powyżej pułapu 550 g zostaną w przyszłym roku zaostrzone. Decyzja KE w sprawie pomocy publicznej dla polskiego rynku mocy została wydana na podstawie obecnie obowiązującego prawa. Jeżeli prawo zmieni się w przyszłości, to Polska będzie musiała się dostosować, czyli zmienić ustawę i ponownie notyfikować mechanizm mocy. Mało prawdopodobne, żeby to stało się już w przyszłym roku, ale raczej za 2–3 lata – ocenia Joanna Maćkowiak-Pandera.

Nie wszyscy jednak są zdania, że negocjowane przepisy rozporządzenia nie sprawią nam kłopotów.

W Brukseli słyszymy, że oczywiście bardzo mało prawdopodobne jest unieważnienie zawartych wcześniej kontraktów mocowych, będących wynikiem aukcji sprzed czasu obowiązywania rozporządzenia, ale już na przykład ich skrócenie jest realnym zagrożeniem. – Jeżeli ograniczenia, którym sprzeciwia się część państw członkowskich, zostaną wprowadzone, to konieczna może się okazać nowelizacja polskiej ustawy o rynku mocy. To, w jakim zakresie i jak będzie głęboka, będzie zależeć od wyników negocjacji – mówi nam Anna Ogniewska, koordynatorka kampanii Klimat i Energia w Greenpeace. – Pamiętajmy, że KE zaakceptowała polską ustawę, ale zaznaczyła, że rządy będą musiały dostosować istniejące środki pomocy państwa do przyszłego prawodawstwa, czyli także negocjowanego obecnie rozporządzenia. Może to ograniczyć strumień pieniędzy dla elektrowni węglowych, które nasza ustawa miała wspierać przede wszystkim – przypomina.

Podobnego zdania jest Joanna Flisowska z Climate Action Network Europe. – Rozporządzenie unijne jest nadrzędne nad prawem krajowym i może spowodować potrzebę zmiany polskiej ustawy o rynku mocy. Warto podkreślić, że również KE w swojej decyzji zatwierdzającej pomoc publiczną w formie polskiego rynku mocy zaznaczyła, że w zależności od kształtu nowych przepisów unijnych decyzja ta może wymagać rewizji – podkreśla Joanna Flisowska.

Eksperci zgodnie twierdzą: wszystko zależy od efektu negocjacji. – Oczywiście zakres koniecznych zmian będzie zależny od finalnego wyniku negocjacji i tego, w jakim stopniu nowe przepisy będą wiążące dla zwartych już kontraktów lub istniejących mechanizmów mocowych – mówi Joanna Flisowska.

Zawirowania wokół sprawozdawcy

Jest jeszcze jedna kwestia, która zdaniem niektórych może mieć znaczenie dla sprawy polskiej. Chodzi o osobę posła sprawozdawcę, Łotysza Artursa Krišjānisa Kariņša. W ubiegłym roku mówił on DGP, że fanem rynku mocy jako mechanizmu nie jest, ale jeśli już decydować się na takie rozwiązania, to niech to właśnie rynek bierze sprawy w swoje ręce. Chodziło tu właśnie o „limit 550”. Niewykluczone, że Kariņš sprawozdawcą być przestanie. Ma on bowiem ochotę na fotel premiera Łotwy. Wybory na jesieni, więc jeśli wygra, to w Brukseli ktoś go będzie musiał zastąpić. W kuluarach mówi się, że rozporządzenie mógłby przejąć poseł obecnej prezydencji austriackiej. A ta serca dla węgla za wiele nie ma. Zresztą nie tylko dla węgla, ale i dla gazu. Pokazało to choćby cofnięcie do grup roboczych nowelizacji dyrektywy gazowej, co – przynajmniej teoretycznie – było szansą na zablokowanie kontrowersyjnego gazociągu Nord Stream 2 (tu posłem sprawozdawcą był Jerzy Buzek, były premier, dziś szef komisji ITRE w Parlamencie Europejskim).

– Zdajemy sobie sprawę z kluczowej roli w negocjacjach posła sprawozdawcy i posłów cieni. Dlatego też Ministerstwo Energii monitoruje sprawę ewentualnej zmiany na stanowisku posła sprawozdawcy w związku z udziałem pana posła Artursa Krišjānisa Kariņša w krajowych wyborach na Łotwie – mówi Tomasz Dąbrowski, wiceminister energii.

Nasi rozmówcy w Brukseli podkreślają jednak, że wielkich nadziei z zastąpieniem Kariņša kimś innym też wiązać nie należy. Po pierwsze dlatego, że na tym etapie negocjacji nowy sprawozdawca nie będzie miał wielkiego wpływu na ostateczny kształt regulacji. – Wchodząc w negocjacje z Radą i Komisją Europejską, poseł Kariņš wraz z innymi negocjatorami z ramienia Parlamentu poprze już ustalone i przegłosowane znaczną większością głosów stanowisko. Jest ono bardzo zdroworozsądkowe – rynki mocy powinny być wprowadzane w ostateczności, a rządy powinny najpierw udowodnić, że problem bezpieczeństwa dostaw realnie istnieje i inne rozwiązania (np. OZE) nie mogą mu sprostać. Aby unijna i krajowa polityka energetyczna nie wykluczały się i były zgodne z polityką klimatyczną, mechanizmy mocowe będzie można przyznawać tylko elektrowniom emitującym mniej niż 550 g CO2/kWh. Takie zapisy w trakcie negocjacji będzie prezentował Parlament, niezależnie od ewentualnych zmian w zespole negocjacyjnym – tłumaczy Anna Ogniewska.

Po drugie eksperci przypominają, że to jednak właśnie Kariņš powiedział podczas debaty w Parlamencie w sprawie architektury rynku energii, że nie można pozwalać na wsparcie węgla, skoro wydaje się miliardy na ograniczenie emisji CO2 i oddziaływań sektora na klimat.

Ale jest jeszcze inna strona zawirowań wokół osoby łotewskiego posła: potencjalna zmiana na stanowisku sprawozdawcy teoretycznie mogłaby wydłużyć czas negocjacji (tak było w przypadku negocjacji nowelizacji systemu handlu emisjami EU ETS).

Szansa w COP 24

Warto zwrócić uwagę, że najbardziej zaawansowane negocjacje mogą przypaść na czas trwania szczytu klimatycznego COP 24, którego gospodarzem w tym roku w grudniu będzie Polska. Odbędzie się on w Katowicach, węglowej stolicy naszego kraju. Według niektórych to, jak poradzimy sobie po raz trzeci jako organizator szczytu ONZ, też może mieć wpływ na to, jak pójdą nam negocjacje dotyczące nie tylko samego rozporządzenia regulującego rynek mocy, lecz także całego pakietu zimowego, czyli dyrektyw unijnych regulujących rynek energii, które będą obowiązywały we Wspólnocie w kolejnych latach.

D jak dekarbonizacja

Zdaniem Anny Ogniewskiej, koordynatorki kampanii Klimat i Energia w Greenpeace, przedstawione w Parlamencie propozycje tak czy owak mają szansę nadkruszyć w przyszłości monopol koncernów produkujących energię z węgla. – Jeżeli chcemy zwiększyć bezpieczeństwo energetyczne i zwiększyć innowacyjność polskiej gospodarki, to powinniśmy postawić na efektywność energetyczną i OZE, np. poprzez rozwój systemów zarządzania popytem i podażą, inteligentnych sieci, energetyki obywatelskiej oraz pełne wykorzystanie potencjału polskiego przemysłu morskiej energetyki wiatrowej – uważa Ogniewska. Tymczasem warto przypomnieć, że Polska wciąż nie ma zaktualizowanej polityki energetycznej państwa w perspektywie 2030 r., wciąż nie wiadomo, jak ma wyglądać nasz przyszły miks energetyczny – także w kontekście braku decyzji, na tak lub nie, ale jednoznacznej, w sprawie budowy elektrowni atomowej w Polsce.

Jedno jednak jest dziś pewne. Negocjacje dotyczące unijnego rozporządzenia o rynku mocy są kolejnym jasnym sygnałem, że nie ma przyzwolenia na dalsze dotowanie wysokoemisyjnej energetyki węglowej. A ta bez subsydiów już sobie po prostu nie radzi. – Polska, jeżeli chce zapewnić bezpieczeństwo energetyczne swoim obywatelom, musi zacząć przestawiać się na odnawialne źródła energii i efektywność energetyczną oraz inwestować w inteligentne sieci i zarządzanie popytem – dodaje Joanna Flisowska. ©℗

opinia eksperta

Kontrakty zawarte przed wejściem rozporządzenia nie będą zmieniane

Tomasz Dąbrowski wiceminister energii

Projekt rozporządzenia w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej zawiera pewne ograniczenia dla rynków mocy, w tym limit emisji CO2 dla jednostek wytwórczych chcących w nim uczestniczyć. Należy podkreślić, że projekt rozporządzenia jest nadal procedowany i dopóki nie stanie się obowiązującym prawem, dopóty jest tylko propozycją.

Tegoroczne procesy związane z wdrażaniem rynku mocy w kraju i przygotowaniem trzech pierwszych aukcji odbywają się zgodnie z decyzją notyfikacyjną Komisji Europejskiej.

Toczące się aktualnie negocjacje projektu rozporządzenia w ramach trilogów są bardzo skomplikowanym procesem, w którym uczestniczy wiele stron. Stanowiska Komisji Europejskiej, Rady UE i Parlamentu Europejskiego znacząco się różnią. Wydaje się, że osiągnięcie kompromisu w tej sprawie będzie wymagało ustępstw każdej ze stron. Polska jest uczestnikiem tych negocjacji i jej aktywność jest zauważalna na arenie unijnej. Ostateczny kształt zapisów poznamy zapewne pod koniec roku, a samo rozporządzenie prawdopodobnie zostanie ostatecznie przyjęte przez Parlament • a początku przyszłego roku.

W naszej opinii kontrakty zawarte na aukcji mocy przed wejściem w życie rozporządzenia będą utrzymane w mocy do końca okresu ich obowiązywania, bez konieczności dostosowania ich do nowych unijnych przepisów. Zapewnia to zasada ochrony praw nabytych, która gwarantuje możliwość pełnej realizacji umów zawartych przed wejściem w życie nowego prawa. Jest to zasada powszechnie stosowana w prawodawstwie UE, mająca na celu ochronę interesów gospodarczych podmiotów, na które mają wpływ nowe przepisy.

Polski rynek mocy został zaprojektowany tak, aby nie tylko realizował podstawowy cel w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju poprzez zapewnienie odpowiedniej ilości mocy wytwórczych, lecz także pozwalał na skuteczne zarządzanie zmianą w polskiej energetyce w kierunku nowoczesnych, niskoemisyjnych rozwiązań. Polski rynek mocy jest mechanizmem neutralnym technologicznie i w pełni rynkowym. Oznacza to, że kontrakty na dostawę mocy zawierane będą w wyniku przeprowadzenia aukcji na moc i otrzymają je ci dostawcy mocy, którzy zaoferują najniższą cenę za odpowiednią ilość mocy. Przy czym nie oznacza to, że mechanizm wspiera wyłącznie stare jednostki węglowe. W praktyce może się okazać, że dużo lepsze ceny oferowane będą przez jednostki najnowocześniejsze, a przy tym najsprawniejsze i mające najniższe koszty operacyjne oraz jednostkowe emisje.

Rynek mocy: opłaty nie tylko za produkcję energii, ale i gotowość do produkcji

Ostrołęka C: czy to (będzie) ostatni blok węglowy w Polsce?

Jedno z pytań brzmi: co z projektami, które dopiero mają powstać i nie wbito ani jednej łopaty. Czyli przede wszystkim – co z projektem rozbudowy Elektrowni Ostrołęka. 12 lipca poczyniono krok do przodu – w czwartek bowiem Enea i Energa podpisały umowę z wykonawcą, czyli GE. To jednak wciąż nie oznacza rozpoczęcia prac, ale inwestycja przeszła stosowną certyfikację. Projekt Ostrołęki C, czyli bloku węglowego o mocy 1000 MW, jest sam w sobie polityczny. A to dlatego, że minister energii Krzysztof Tchórzewski jest szefem PiS w okręgu siedlecko-ostrołęckim, i to ten minister powiedział publicznie, że ten blok powstanie i będzie ostatnią węglową inwestycją w energetyce w Polsce. Tymczasem wszyscy są zgodni co do tego, że inwestycja ta bez wsparcia z rynku mocy po prostu nie powstanie, bo ekonomicznie będzie nieuzasadniona, a ok. 6 mld zł nikt, ot tak, nie wyrzuci w błoto.

Nasi rozmówcy w Brukseli mówią wprost: jest duża szansa (czy jak kto woli duże ryzyko), że Ostrołękę położymy na szali unijnych negocjacji rozporządzenia o rynku energii elektrycznej, które będzie determinować naszą ustawę o rynku mocy. Zważywszy na to, że Polska nie ma ostatnio najlepszej pozycji negocjacyjnej ze względu na art. 7 i procedurę dotyczącą możliwości łamania praworządności – łatwo nie będzie. Choć mimo politycznych sporów o praworządność PGNiG wygrał arbitraż z Gazpromem i być może odzyska nawet do 1 mld zł, więc może wcale nie jest aż tak źle? Przeforsowanie w projekcie rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej korzystnych przepisów przejściowych to ostatnia deska ratunku dla potencjalnej Ostrołęki C. Bo jeśli Polsce uda się wywalczyć korzystne przepisy przejściowe, to można sobie wyobrazić, że istniejąca tylko na razie w planach instalacja będzie mogła przystąpić do ostatniej z tegorocznych aukcji, w której chodzi o dostawy prądu w 2023 r. ©℗