Możemy liczyć co najwyżej na spotkanie z Komisją Europejską w połowie drogi

Wojciech Kukuła prawnik z Fundacji ClientEarth Prawnicy dla Ziemi

Czy trwający obecnie proces legislacyjny unijnego rozporządzenia może wpłynąć na kształt rynku mocy w Polsce?

Może, choć nie znamy jeszcze ostatecznego kształtu rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej, bo trilog trwa i szanse na to, że wejdzie ono w życie przed planowanymi od listopada krajowymi aukcjami na mocy polskiej ustawy o rynku mocy, są w mojej ocenie niewielkie.

Kluczowy będzie na pewno kształt przepisów przejściowych i decyzja, co stanie się z limitem emisyjności na poziomie 550 g CO2/kWh. Zwłaszcza że ten limit znajduje się zarówno w propozycjach Parlamentu Europejskiego, jak i Komisji Europejskiej oraz państw członkowskich. Wniosek z tego jest taki, że to mało prawdopodobne, by ten limit w ogóle nie wszedł w życie. Pytanie jednak, jakie instalacje obejmie i co z kontraktami już zawartymi. Nie ma bowiem wątpliwości, że prawnie unijne rozporządzenie będzie miało nadrzędny charakter nad polską ustawą.

Jednak wydawało się, że pod koniec ubiegłego roku wynegocjowaliśmy polski rynek mocy, zyskaliśmy akceptację dla polskiej ustawy...

Tak, ale Komisja Europejska zaznaczyła na początku roku podczas akceptacji polskiego mechanizmu, że będzie on musiał być dostosowany do tego rozporządzenia. Ono nie wymaga specjalnej implementacji w przeciwieństwie do dyrektywy, ale legislacyjne dostosowanie jest po stronie polskiej.

Czy teraz podczas negocjacji unijnego rozporządzenia mamy szansę wywalczyć mniej restrykcyjny limit dla już istniejących instalacji?

Wszystkie strony negocjacji są świadome, że rynek mocy to mechanizm, który już jest, i to nie tylko w Polsce, ale i m.in. w Wielkiej Brytanii, we Francji czy Włoszech, więc gwałtowne zmiany mogą skutkować dużym zamieszaniem prawnym. Jednak to polski rynek jest najbardziej zdominowany przez węgiel. A celem rozporządzenia jest jednak dekarbonizacja energetyki, stąd „limit 550”. W związku ze świadomością daleko idących skutków prawnych można jednak spodziewać się kompromisu i być może limit ten zostanie odpuszczony dla już istniejących instalacji czy wcześniej zawartych kontraktów.

O przyszłość których instalacji w praktyce toczy się gra?

W certyfikacji instalacji przygotowanej przez PSE po stronie nowych elektrowni węglowych mamy do czynienia z mocą 4 GW. Nie ma tu nazw poszczególnych bloków, ale wiadomo, że działające od 2017 r. nowe Kozienice powinny być zaliczane do instalacji już istniejących, a te budowane, m.in. Jaworzno Taurona, Opole i Turów PGE, do nowych. Pytanie, co z planowanym przez Energę i Eneę blokiem 1000 MW w Ostrołęce, gdzie nie została wbita jeszcze pierwsza łopata. Na ten rok planowane są trzy aukcje: z dostawami na 2021, 2022 i 2023 r. Można się spodziewać, że Ostrołęka wystartuje w tej ostatniej, bo udział w aukcji w przyszłym roku, gdy wejdzie w życie unijne rozporządzenie, może się okazać zbyt późny. Ale start w aukcji to jedno, a jej wygranie – to drugie.

Co ma pan na myśli?

Bardziej uprzywilejowane mogą się okazać instalacje już istniejące, które nie mają bagażu kosztów inwestycyjnych, w związku z czym są w stanie składać niższe oferty. Pokazał to brytyjski rynek mocy, gdzie na kontrakty nie załapują się praktycznie żadne nowe elektrownie. Z ustawy o rynku mocy wynika, że instalacje, które rozpoczęły działalność po 1 lipca 2017 r., kwalifikują się w aukcjach do kontraktów 15-letnich w przypadku mocy węglowych oraz 17-letnich przy limicie 450 g CO2/kWh, co węgiel zupełnie wyklucza, chyba że w kogeneracji, a więc jednoczesnym wytwarzaniu energii elektrycznej i cieplnej.

Powróćmy do negocjacji. Czego się obawiamy, a co może nam sprzyjać? No i jakie są realne szanse na przeforsowanie naszych interesów?

Najgorszy scenariusz dla krajowych przedsiębiorstw energetycznych to bardzo rygorystyczne przepisy przejściowe rozporządzenia, przez co zawarte kontrakty mogłyby zostać skrócone albo w ostateczności rozwiązane, jeśli „limit 550” miałby obowiązywać szybciej. Może się jednak zdarzyć tak, że negocjacje będą trwały jeszcze po pierwszych aukcjach w Polsce, co powinno być dla rządu dodatkowym argumentem, by w przypadku już zawartych umów limity nie obowiązywały.

Nie będą to łatwe negocjacje, bo w UE coraz trudniej o derogacje i polską stronę czeka ciężka walka. Pokazuje to choćby nowy kształt unijnego systemu handlu emisjami (EU ETS), gdzie po 2020 r. będzie znacznie mniej preferencji dla energetyki węglowej. Gdy UE mówi wprost o dekarbonizacji, to jakiekolwiek derogacje stoją z tym w sprzeczności. Ale polska strona jest tego świadoma i wie, że można liczyć jedynie na spotkanie gdzieś w połowie drogi. ©℗