Source: http://konfederacjalewiatan.pl/legislacja/opinie/energetyka/1/czysta_energia_dla_wszystkich_europejczykow__stanowisko_zppe
Timestamp: 2018-06-25 09:35:21+00:00
Document Index: 85449832

Matched Legal Cases: ['art.2', 'art.6', 'art. 7', 'art. 14', 'art. 14', 'art. 16', 'art. 5', 'art. 15', 'art. 16', 'art. 6', 'art. 23', 'art. 23']

Czysta energia dla wszystkich Europejczyków - stanowisko ZPPE
Związek Pracodawców Prywatnych Energetyki przygotował wstępne stanowisko w sprawie Pakietu zimowego „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków", opublikowanego przez Komisję Europejską 30 listopada 2016 r.
Pakiet Zimowy zawiera obszerny i kompleksowy zestaw propozycji legislacyjnych, mających na celu realizację celów określonych w „Ramowej Strategii na rzecz stabilnej unii energetycznej", opublikowanej 25 lutego 2015 roku:
bezpieczeństwo energetyczne;
wewnętrzny rynek energii;
efektywność energetyczna;
dekarbonizacja;
badania, rozwój, innowacyjność i konkurencyjność.
Fakt opublikowania przez Komisję Europejską ośmiu wniosków legislacyjnych wynika z „Planu Działania (Action Plan)", integralnej części Ramowej Strategii i mieszczą się one w zestawieniu 15 konkretnych działań wymienionych w Planie.
Pakiet ma wspomóc osiągnięcie przez UE dwóch podstawowych celów: zbudowania wspólnego rynku energii i sukcesu realizacji polityki klimatycznej i jest kontynuacją rozpoczętych 15 lat temu działań. Pozostałe cele takie jak solidarność energetyczna, efektywność energetyczna czy bezpieczeństwo dostaw zostały potraktowane jako cele de facto wspierające powyższe dwa podstawowe cele.
Parlament Europejski oraz Rada UE rozpoczynają właśnie prace legislacyjne nad Pakietem. W naszej ocenie konieczne jest, aby w swoich pracach kierowały się one poniższymi zasadami:
· zachowanie optymalnego efektu ekonomicznego, energetycznego i ekologicznego (w tym zmniejszenia zużycia paliw);
· zachowanie rozsądnego tempa wprowadzania zmian; przedsiębiorstwa energetyczne, odbiorcy końcowi energii i inni interesariusze na rynku energii powinni mieć wystarczający czas na dostosowanie się do nowych przepisów prawa, a realizacja celów powinna być rozłożona w czasie i odbywać się w sposób efektywny kosztowo;
· uwzględnienie faktu, iż miksy energetyczne państw członkowskich różnią się od siebie w sposób istotny, podobnie jak i struktura całej gospodarki oraz poziom zamożności.
Poniżej przedstawiamy ocenę poszczególnych składowych Pakietu z punktu widzenia interesariuszy z rynku energii.
I. System zarządzania Unią Energetyczną
Z zadowoleniem odnotowujemy konieczność przygotowania przez państwa członkowskie krajowych zintegrowanych planów energetyczno-klimatycznych obejmujących lata 2021-2030 z perspektywą na lata kolejne. Takie plany powinny zawierać m.in. przejrzyste i spójne średnio- i długookresowe wytyczne dla przedsiębiorstw energetycznych i innych interesariuszy co do krajowych celów w zakresie efektywności energetycznej, miksu energetycznego (w tym w szczególności udziału OZE w miksie) i oczekiwanego poziomu redukcji CO2. Ułatwi to w znaczący sposób planowanie inwestycji m. in. w moce wytwórcze, infrastrukturę energetyczną i poprawę efektywności energetycznej oraz modernizację i rozwój systemów ciepłowniczych i chłodu.
System zarządania Unią Energetyczną jest nową regulacją w Pakiecie. Planuje się, że rozporządzenie wejdzie w życie 1 stycznia 2021 bezpośrednio do porządku prawnego krajów członkowskich. Krajowe plany energetyczno-klimatyczne muszą zostać przedstawione Komisji Europejskiej do konsultacji do 1 stycznia 2018 r. Plany na okres 2021- 2030 muszą zostać notyfikowane do 1 stycznia 2019 r. Kraje członkowskie utrzymują swobodę kształtowania miksu energetycznego, ale pod warunkiem uwzględnienia unijnych celów redukcji emisji.
Z harmonogramu prac wynika oczywista i pilna potrzeba przygotowania strategii energetycznej Polski do 2050 roku, a przynajmniej do 2030 roku.
II. Rozporządzenie o wewnętrznym rynku energii
Generalnie należy stwierdzić, że Pakiet Zimowy jest szczególnie korzystny dla dwóch rodzajów uczestników rynku energii: sprzedawców (dotychczasowych i nowych) oraz prosumentów. W zdecydowanej większości zapisów Pakietu Zimowego wpisano ułatwienia w prowadzeniu działalności dla tych dwóch grup podmiotów, przede wszystkim poprzez mechanizmy znoszenia barier dostępu do rynku czy barier oddzielających poszczególne rynki, a także umożliwiając wejście na nowe rynki poprzez zakazanie udziału DSO m.in. w zakresie tworzenia i operowania magazynami energii czy infrastrukturą ładowania samochodów elektrycznych. Dodatkowo widać dążenie do odrzucenia regulacji cen sprzedaży w celu umożliwienia mechanizmom rynkowym optymalizacji kosztowej.
Nowy mechanizm implementacji regulacji UE - większy udział rozporządzeń do bezpośredniej implementacji
Szczególnie istotny jest mechanizm wprowadzenia w życie poszczególnych elementów Pakietu Zimowego: poza zwyczajowo przyjętą formą wprowadzenia regulacji poprzez dyrektywy, które muszą zostać wdrożone do porządku prawnego krajów członkowskich, wyjątkowo szeroki zakres mają projekty rozporządzeń, które wchodzą w życie bez konieczności lokalnej implementacji i nie mogą być zmieniane przez kraje członkowskie. Analizując proponowaną treść rozporządzenia w sprawie wewnętrznego rynku energii widać dążenie do tego by wiele zapisów propozycji Pakietu Zimowego weszło w życie wprost. Dla przykładu rynek mocy byłby dostępny jedynie dla jednostek emitujących maksymalnie 550g/kWh już od 2020 roku. Taki zapis oznaczałby, że projektowany polski rynek mocy nie byłby dostępny dla jednostek o emisyjności większej niż zapisana w rozporządzeniu. Czyli dla większości potencjalnych uczestników rynku mocy.
Nowy (?) model rynku - szansa czy ryzyko dla sprzedawców?
Można odnieść wrażenie, że Pakiet skonstruowano w taki sposób, aby uniknąć wprowadzenia rynku dwutowarowego jakim jest równoległy rynek energii i mocy. Tak należy interpretować propozycje braku ograniczeń cenowych na rynku bilansującym i jednoczesny obowiązek uczestnictwa na nim wszystkich podmiotów rynku energii (również wytwórców OZE), minimalny poziom cen ujemnych (-2000 Euro), wzmacnianie rynków krótkoterminowych czy odchodzenie od priority dispatch dla źródeł OZE. Jednocześnie pisze się o stabilnych cenach dla odbiorców - pytanie czy sprzedawca ma w takim wypadku ponosić ryzyko zmiany cen na rynkach krótkoterminowych i rynku bilansującym?
W tym samym trendzie są propozycje rekompensat finansowych dla wszystkich źródeł energii łącznie z DSR i magazynami energii. Rekompensaty powinny być wyliczane w oparciu o metody rynkowe
Krótka analiza szans i ryzyk dla sprzedawców wskazuje na przewagę szans, zwłaszcza, że Pakiet de facto pomniejsza rolę TSO na rynkach lokalnych i ich możliwości ograniczenia przepływów pomiędzy lokalnymi systemami. Nakłada na TSO obowiązki koordynacji regionalnej zarządzania przepływami, market coupling i obowiązek pokrycia kosztów np. przepływów kołowych (przez tego TSO, który je wywołuje).
Podzielamy ocenę, iż taki standard emisji nadmiernie i w sposób nieuzasadniony ingeruje w miks energetyczny państwa członkowskiego, zwłaszcza, że odnosi się w sposób ogólny do produkcji energii elektrycznej. Mogłoby to oznaczać, iż energia elektryczna produkowana w układzie kogeneracyjnym także nie spełnia tak ogólnie określonego standardu. Dlatego też, w przypadku niemożności usunięcia tego zapisu postulujemy, aby doprecyzować, iż standard 550kg/MWh odnosi się do średniorocznej sprawności całego układu wytwórczego, co pozwoliłoby objąć tym progiem produkcję energii elektrycznej w kogeneracji.
III. Projekt zmiany dyrektywy o efektywności energetycznej
IV. Projekt zmiany dyrektywy w sprawie charakterystyki energetycznej budynków (EPBD)
Projekt zmiany dyrektywy o efektywności energetycznej (EED) przedstawia nowy, unijny cel na rok 2030 wynoszący 30% poprawy efektywności energetycznej. W stosunku do obecnego celu na rok 2020 wynoszącego 20%, to znaczna zmiana, wymagająca podjęcia bardzo ambitnych działań dla jego realizacji. Cel jest co prawda unijny, ale należy zdawać sobie sprawę, że każdy kraj będzie zobowiązany do tego, aby określił w swoim planie klimatyczno-energetycznym kontrybucję do tego celu oraz narzędzia i środki jego realizacji. Dla Polski i wielu innych państw członkowskich to bardzo ambitne zadanie, które będzie realizowane w wielu sektorach gospodarki poprzez wielorakie i wzajemnie powiązane działania, takie jak m.in. rozwój inteligentnych miast i inteligentne zarządzanie miastami (tzw. smart cities) obejmujące m.in. zaopatrzenie w energię elektryczną, ciepło, wodę, gospodarkę odpadami, także na potrzeby energetyki, inteligentne zarządzanie sieciami i poprawa efektywności energetycznej budynków publicznych i całych miast oraz promocja gospodarki o obiegu zamkniętym.
W energetyce poprawa efektywności może być realizowana poprzez zastępowanie istniejących bloków energetycznych nowymi, bardziej sprawnymi lub, co jest nawet bardziej uzasadnione, poprzez rozwój wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji, głównie poprzez zastępowanie istniejących ciepłowni przez nowe jednostki kogeneracyjne. Mogą to być jednostki opalane węglem, gazem lub biomasą, bo każde z tych paliw będzie efektywnie wykorzystane, znacznie efektywniej niż przy rozdzielonym wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła. Istniejący potencjał rozwoju kogeneracji to około 3-5 tysięcy MW, które mogą być uruchomione w przypadku zastąpienia istniejących kotłowni poprzez jednostki kogeneracyjne. Warto przypomnieć, że większość kotłowni korzysta obecnie z derogacji ciepłowniczych w zakresie norm emisji zanieczyszczeń i przed rokiem 2022 będą musiały ponieść znaczne nakłady inwestycyjne na dostosowanie do obowiązujących standardów. Podjęcie inwestycji zastępujących te źródła przez nowe jednostki pozwoli zaoszczędzić w skali kraju ogromne środki finansowe, jednocześnie przyczyniając się do poprawy efektywności energetycznej i redukcji emisji CO2.
Projekt dyrektywy o efektywności energetycznej przedłuża też do roku 2030 obecny obowiązek nałożony na sprzedawców energii elektrycznej, ciepła i gazu realizacji projektów poprawy efektywności u odbiorców końcowych wynoszący 1,5% ilości sprzedanej energii rocznie. Działania te realizowane u odbiorców ciepła oznaczają sukcesywne zmniejszanie rynku i nawet budowa nowych budynków nie skompensuje tego trendu, ponieważ nowe obiekty będą budowane w technologii zmniejszającej zużycie energii. Ponadto projekt dyrektywy o charakterystyce energetycznej budynków (EPBD) zobowiązuje państwa członkowskie do opracowania i realizacji długoterminowej strategii na rzecz renowacji istniejących budynków w perspektywie do roku 2050 z konkretnymi etapami do roku 2030, co jeszcze dodatkowo ograniczy zapotrzebowanie na ciepło.
Popieramy zaproponowane cele w obydwu ww. dyrektywach, choć zdajemy sobie sprawę z konieczności rozwoju nowych umiejętności i nowej oferty w zakresie poprawy efektywności dostarczania energii i ciepła dla odbiorców, ale także z konieczności modernizacji zakładów wytwórczych i infrastruktury energetycznej dla poprawy sprawności wytwarzania i dystrybucji energii elektrycznej i ciepła. Mamy nadzieję, że Rząd przygotuje potrzebne narzędzia i środki, aby realizacja projektów prowadzących do poprawy efektywności w całym łańcuchu: wytwarzanie, przesył, dystrybucja i dostawa do klienta końcowego była opłacalna dla podmiotów, które te projekty będą realizować.
Poniżej szczegółowe uwagi do dyrektywy EPBD:
· art.2 - wymóg przygotowania przez państwa członkowskie Krajowej Długoterminowej Strategii dotyczącej Renowacji Budynków („National Long-Term Strategy for Renovation of Buildings") na bazie dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej, zawierającej mapę drogową, mającą na celu poprawę efektywności energetycznej budynków.
Uwaga: Przygotowanie takiej Strategii, jako części krajowego planu klimatyczno-energetycznego, będzie istotnym elementem przygotowania średnio- i długookresowej prognozy zapotrzebowania na ciepło użytkowe, co pozwoli na racjonalne planowanie inwestycji w odniesieniu do sektora ciepłowniczego i systemów ciepłowniczych.
· art.6.1 (nowe budynki) i art. 7.5 (istniejące budynki) - usunięto listę efektywnych technologii (w tym wysokosprawną kogenerację i efektywny system ciepłowniczy i chłodzenia), które powinny być brane pod uwagę, w przypadku nowych budynków i istniejących, które mają podlegać istotnej renowacji.
Uwaga: Usunięcie takiej listy uważamy za nieuzasadnione, gdyż może być odczytany jako osłabienie znaczenia kogeneracji i efektywnych systemów ciepłowniczych dla realizacji celów związanych z efektywnością energetyczną i efektywnym wykorzystaniem zasobów energetycznych. Postulujemy zatem pozostawienie tego artykułu bez zmian.
· art. 14.2 i art. 14.3 - regularne inspekcje instalacji grzewczych i chłodzących w budynkach - ich zakres i sposób przeprowadzania wymaga pogłębionej analizy.
V. Projekt zmiany dyrektywy o odnawialnych źródłach energii
Projekt dyrektywy o odnawialnych źródłach energii wprowadza szereg zmian do obecnie istniejących rozwiązań na rynku energii elektrycznej, a także na rynku ciepła.
Dyrektywa zakłada, że ok 50% energii elektrycznej w UE w roku 2030 pochodzić będzie z OZE, głównie ze zmiennych źródeł: wiatru i PV.
Dyrektywa proponuje szereg narzędzi, które zwiększą przewidywalność inwestowania w tym sektorze, m in.
· Ocenę skuteczności wprowadzonych narzędzi - co 4 lata;
· Zgodność wsparcia z wytycznymi KE w sprawie dopuszczalnej pomocy państwa;
· Brak możliwości wprowadzania zmian z efektem wstecznym;
· Ograniczenie czasowe wsparcia, które będzie określane w perspektywach min. 3 letnich, w tym - czas aukcji, moc i planowany budżet.
Do końca 2020 r. Państwa członkowskie stworzą jeden punkt kontaktowy (art. 16 Dyrektywy o odnawialnych źródłach energii COM(2016) 767 final), który będzie koordynował proces wydawania pozwoleń na prowadzenie działalności związanej z produkcją energii ze źródeł odnawialnych. Punkt ten będzie też publikował podręczniki związane z procedurami dotyczącymi małych projektów OZE i prosumentów. Wydawanie pozwoleń przy projektach repoweringu instalacji odnawialnych nie przekroczy 1 roku.
Państwa członkowskie mają obowiązek zapewnić, by min. 10% (w latach 2021-2025) i 15% (w latach 2026-2030) wsparcia było dostępne zainteresowanym instalacjom z zagranicy (art. 5 Dyrektywy o odnawialnych źródłach energii COM(2016) 767 final).
W naszej ocenie, szeroka współpraca regionalna kluczowa jest dla zachowania bezpieczeństwa energetycznego kraju, a także optymalnego kosztowo rozwoju OZE, zwłaszcza wykorzystania potencjału rozwoju energetyki wiatrowej na Morzu Bałtyckim.
· Krajowe plany dotyczące rozwoju źródeł odnawialnych
Zgodnie z projektem dyrektywy OZE państwa członkowskie powinny określić przewidywalne (3 letnie) ramy dla rozwoju odnawialnych źródeł energii (art. 15 ust. 3). W tym zakresie inwestorzy powinni otrzymać informację odnośnie planowanego budżetu wsparcia, terminów alokacji oraz planowanych mocy które w ramach poszczególnych mechanizmów będą rozwijane w okresie kolejnych 3 lat.
Powyższe rozwiązanie zasługuje na poparcie. Wydaje się, że z uwagi na charakter powyższych planów w krajowym porządku prawnym powinny one przyjąć postać aktów obowiązujących (ustawa lub rozporządzenie). Wprowadzenie wiążących planów krajowych przyczyni się do przygotowania większej liczby dojrzałych projektów, które konkurować będą w ramach przygotowanych mechanizmów. Rozwiązanie to obniży ryzyko i koszty inwestycyjne. Zwiększy się również pewność operatora systemu przesyłowego co do udziału odnawialnych źródeł energii. Większa konkurencja powinna przyczynić się do oferowania energii odnawialnej po konkurencyjnej cenie.
· Usprawnienie procedury pozyskiwania zezwolenia na realizację projektów OZE
Z dużym zadowoleniem przyjmujemy również zapowiedź usprawnienia procedury pozyskania zezwolenia na budowę i eksploatację instalacji OZE wraz z infrastrukturą służącą do przyłączenia tych źródeł (art. 16 i 17). Uproszczenie i skrócenie procesu inwestycyjnego pozwoli zmniejszyć ryzyka projektowe i ograniczyć koszty tego typu projektów. Rozwiązanie to będzie więc korzystne również dla odbiorców zapewniając im energię OZE po niższej cenie.
Projekt dyrektywy OZE zakłada maksymalnie trzyletni okres pozyskania pozwolenia na budowę i eksploatację nowych instalacji OZE. Warto ten zapis uściślić, wskazując, że chodzi o całkowity okres od złożenia wniosku do dnia wydania decyzji administracyjnej lub uzyskania warunków przyłączeniowych do sieci dystrbycyjnej. W naszej ocenie okres ten powinien ulec skróceniu do nie więcej niż 2 lat. Dodatkowo procedura „jednego okienka" powinna obejmować nie tylko pozwolenia lecz również akty prawa miejscowego w postaci miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego. Takie podejście pozwoliłoby dodatkowo ograniczyć koszty projektów OZE zapewniając energię dla odbiorców po jeszcze korzystniejszej cenie.
Projekt dość szczegółowo reguluje funkcjonowanie na rynku energii prosumentów i spółdzielni energetycznych, określając zarówno ich pozycję w systemie, jak i wewnętrzną strukturę. Posiłkowanie się rozwiązaniami wypracowanymi w ramach projektu Dyrektywy może być zasadne z punktu widzenia planowanych prac nad nowelizacją krajowej ustawy o odnawialnych źródłach energii. Inkorporacja tych rozwiązań do krajowego porządku prawnego umożliwi dostosowanie standardów funkcjonowania tych podmiotów do rozwiązań obowiązujących w państwach Europy zachodniej. Z punktu widzenia często nowelizowanych przepisów jest to pożądany kierunek działania. Może się on także przyczynić do zwiększenia przewagi negocjacyjnej przy rozpatrywaniu kwestii bardziej problemowych.
· Zapewnienie stabilności rozwiązań wspierających rozwój projektów niskoemisyjnych
Projekt dyrektywy OZE podkreśla zasadę zachowania praw nabytych w ramach mechanizmów finansowych wspierających rozwój projektów OZE (art. 6). Rozwiązanie to zasługuje na pełne poparcie. Kluczowe warunki na podstawie których inwestorzy podejmują decyzje inwestycyjne nie powinny ulegać zmianie w okresie trwania projektu.
Wytwarzanie i dostawy ciepła i chłodu z OZE
Dyrektywa zwraca też uwagę na sektor wytwarzania i dostawy ciepła i chłodu do budynków wskazując, że w UE około 50% całej energii jest zużywane w budynkach, jednocześnie planuje się, że w 2030 roku 40% tej energii będzie pochodzić ze źródeł odnawialnych. Ze względu na fakt, iż około 10% budynków zasilanych jest przez zcentralizowane systemy ciepłownicze, konieczne jest przyśpieszenie procesu dekarbonizacji tego podsektora, który zdaniem Komisji z powodu braku internalizacji kosztów zewnętrznych oraz rozdrobnionych rynków ciepła i chłodu, jest powodem zbyt wolnego postępu w całościowym procesie dekarbonizacji.
Projekt dyrektywy wprowadza szereg nowych rozwiązań, jak np.:
· wprowadzenie sprzedawalnych gwarancji pochodzenia zarówno dla energii elektrycznej, jak i dla ciepła z OZE, a także dla odnawialnego gazu (metan i wodór);
· wydawanie gwarancji pochodzenia tylko dla energii netto, z uwzględnieniem strat przesyłu do odbiorców;
· podmioty, które korzystają ze wsparcia, tracą prawo do otrzymania gwarancji pochodzenia, ale ich gwarancje będą podlegały sprzedaży, a uzyskane środki wykorzystane na wspieranie źródeł odnawialnych;
· wprowadzenie minimalnego udziału źródeł OZE z innych krajów w aukcjach (min. 10% mocy w latach 2021 - 2025 i 15% mocy w latach 2026 - 2030;
· wprowadzenie minimalnego udziału ciepła/chłodu ze źródeł odnawialnych w ilości rosnącej o 1 procent rocznie w cieple/chłodzie dostarczanym odbiorcom;
· szczegółowe kryteria kwalifikowania biomasy, której wykorzystanie może być uznane za zrównoważone i traktowane jako wytwarzanie energii odnawialnej;
· ograniczenie uznania energii pochodzącej z biomasy za odnawialną dla nowych źródeł o mocy ponad 20MW jedynie dla jednostek wysokosprawnej kogeneracji.
Powyższe rozwiązania są z punktu widzenia przedsiębiorstw ciepłowniczych oraz zajmujących się wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła akceptowalne i możliwe do wdrożenia.
Projekt dyrektywy szczególną uwagę zwraca na systemy ciepłownicze i chłodnicze wprowadzając cały nowy artykuł 24, w którym zaproponowane są znaczące zmiany w stosunku do obecnie obowiązujących na rynkach ciepła/chłodu w zakresie przyłączania źródeł odnawialnych do systemów ciepłowniczych. Ze względu na możliwe skutki proponowanych zmian, wymagają one dalszej, pogłębionej analizy.
· Obowiązek informowanie odbiorców
Wprowadzenie obowiązku informowania odbiorców o ilości zużywanego ciepła/chłodu, jego charakterystyce odbioru, a także o udziale energii odnawialnej w dostarczanym cieple/chłodzie jest nowym obowiązkiem dla dystrybutorów, ale jest to zrozumiałe i możliwe do wdrożenia, chociaż będzie to wymagało ponoszenia dodatkowych kosztów.
· Zapewnienie niedyskryminującego dostęp do systemu ciepłowniczego dla producentów odnawialnego ciepła/chłodu
Niekorzystnym natomiast rozwiązaniem jest zobowiązanie państw członkowskich do wprowadzenia regulacji, które mają zapewnić niedyskryminujący dostęp do systemu ciepłowniczego dla producentów odnawialnego ciepła/chłodu bez uwzględnienia aspektów ekonomicznych zarówno wobec dotychczasowych dostawców, jak i odbiorców ciepła/chłodu. Co prawda operator systemu ciepłowniczego/chłodniczego może odmówić nowemu dostawcy zgody na przyłączenie do systemu z powodu braku niezbędnej mocy wynikającej z dostawy ciepła/chłodu ze źródła odnawialnego, ciepła odpadowego lub wysokosprawnej kogeneracji przez innych dostawców, ale zapisy te nie są wystarczająco zrozumiałe i wymagają doprecyzowania.
Producencji i dystrybutorzy ciepła starają się zapewnić, aby obsługiwane przez nich systemy ciepłownicze były efektywne i posiadały moce wytwórcze w pełni zaspokajające potrzeby odbiorców. Odnotowując rosnący udział ciepła ze źródeł odnawialnych w tych systemach, oczekujemy zapewnienia w przyszłych przepisach prawa, że istniejące już efektywne systemy ciepłownicze nie będą zobowiązane do przyłączania dodatkowych źródeł ciepła z OZE, gdyby wiązało się z wyższymi kosztami dla odbiorców.
· Obowiązek stosowania biomasy zrównoważonej w jednostkach wysokosprawnej kogeneracji
Zgodnie z projektem dyrektywy OZE udział energii pozyskiwanej z biomasy powinien się zwiększać. Jednocześnie projekt dyrektywy wprowadza dwie grupy wymagań dotyczących możliwości wykorzystania biomasy:
(i) energia uzyskiwana ze spalania biomasy w nowych jednostkach (których eksploatacja co do zasady rozpocznie się 3 lata po przyjęciu dyrektywy) o mocy równiej lub większej niż 20 MW będzie uznawana za odnawialną o ile będą to wysokosprawne jednostki kogeneracyjne;
(ii) dla jednostek rozpoczynających prace po 1 stycznia 2021 r. (a następnie po 1 stycznia 2026 r.) wprowadzono standardy dotyczące stosowania biomasy zrównoważonej.
Powyższe rozwiązanie niesie za sobą daleko idące konsekwencje. Przede wszystkim część wykorzystywanej obecnie biomasy (nie spełniającej kryteriów równoważności) nie znajdzie nabywców na rynku, z drugiej strony rosnąć będzie zapotrzebowanie na biomasę o niskim śladzie węglowym pozyskiwanej z odległości do 500 km (biomasa lokalna). Ponadto, by utrzymać wysoki poziom wykorzystywania biomasy krajowej potrzebny będzie rozwój małych i średniej wielkości, rozproszonych biomasowych źródeł kogeneracyjnych.
Konieczność zwiększenia udziału biomasy spełniającej wskazane w dyrektywie kryteria przy równoczesnym ograniczeniu napływu biomasy zagranicznej oraz zawężeniu kwalifikowanych rodzajów biomasy wymagać będzie rozwoju lokalnego rynku biomasy. Budowa dojrzałego rynku dostawców biomasy zrównoważonej pomoże w zapewnieniu konkurencyjnych cen biomasy oraz zmniejszy koszty operacyjne źródeł zużywających taką biomasę. Konieczne będzie również wdrożenie na poziomie krajowym programu wspierającego budowę średniej wielkości źródeł wysokosprawnej kogeneracji opalanej biomasą. Takie podejście pozwoli na efektywne wykorzystanie tego paliwa zwiększając udział OZE zarówno w energii elektrycznej jak i w cieple/chłodzie.
· Obowiązek zwiększenia udziału odnawialnych źródeł energii w cieple i chłodzie
Projekt dyrektywy OZE wprowadza, obowiązek corocznego zwiększania przez państwa członkowskie udziału odnawialnych źródeł energii w sektorze ciepła i chłodu o co najmniej 1% rocznie (art. 23), przy czym Państwa członkowskie mają zachować swobodę w wyborze mechanizmów realizacji tego obowiązku. Jednym z rekomendowanych sposobów jego wykonania może być system zbywalnych certyfikatów potwierdzających produkcję ciepła/chłodu odnawialnego (art. 23 ust. 2 i ust. 3 pkt c). System taki polegałby na zobowiązaniu dostawców ciepła/chłodu do wykazania się określonym udziałem certyfikatów, które mogłyby być pozyskiwane od wytwórców. Byłby to więc system podobny do obecnego systemu zielnych certyfikatów dla energii elektrycznej.
Doświadczenia rynku zielnych certyfikatów dla energii elektrycznej pokazują, że mechanizm ten należy wdrażać ze szczególną uwagą, aby nie powtórzyć błędów z obecnie obowiązującego systemu „zielonych" certyfikatów. System zielnych certyfikatów dla ciepła traktowany byłby zapewne jako pomoc publiczna. Wprowadzenie takiego mechanizmu mogłoby więc ograniczać możliwość wykorzystania środków z funduszy UE lub też mechanizmów wprowadzanych przez znowelizowaną dyrektywę EU ETS z uwagi na kumulację pomocy publicznej. Uwzględniając powyższe, mechanizm zielonych certyfikatów dla ciepła/chłodu na poziomie dyrektywy OZE powinien pozostać mechanizmem fakultatywnym, którego wprowadzenie uzależnione będzie od decyzji danego państwa członkowskiego.
Obowiązek zwiększania udziału ciepła lub chłodu powinien zachować charakter ogólny. W ten sposób uczestnicy rynku będą mogli zwiększać udział OZE w sposób ekonomicznie optymalny. Projekty dotyczące chłodu, co do zasady wymagają większych nakładów finansowych, dlatego też należy utrzymać dotychczasowe możliwość zamiennego wykonania obowiązku niezależnie od tego czy udział OZE zwiększać się będzie w sektorze ciepła czy chłodu. Dzięki temu obowiązki dotyczące udziału OZE w tym sektorze na poziomie krajowym będą mogły zostać zrealizowane mniejszym nakładem finansowym i z mniejszym obciążeniem odbiorców końcowych.
Warszawa, 6 marca 2017 r.
KL/110/35/DK/2017