Raport TOE. Warszawa, 30 kwietnia 2014 r. towarzystwo obrotu energią. Towarzystwo Obrotu Energią ul. Czackiego 7/9/11, Warszawa

Transkrypt

1 towarzystwo obrotu energią RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU W POLSCE - stan na 31 marca 2014 r. Raport TOE Warszawa, 30 kwietnia 2014 r. Towarzystwo Obrotu Energią ul. Czackiego 7/9/11, Warszawa tel. (22) , fax (22) , toe@toe.pl

2 Rozpowszechnianie Raportu, jak również przytaczanie jego fragmentów, dozwolone za wskazaniem źródła. Copyright Towarzystwo Obrotu Energią 2014

3 SPIS TREŚCI: I. Wprowadzenie... 4 II. Kluczowe działania (zrealizowane oraz planowane) na rynku energii elektrycznej w Polsce w okresie od 1 kwietnia 2013 r. do 31 marca 2014 r Utrzymanie obowiązku zatwierdzania przez Prezesa URE taryf (sprzedaży energii elektrycznej) w grupach taryfowych G Mały trójpak - wprowadzone zmiany do ustawy Prawo energetyczne, wątpliwości wdrożeniowe Prace dotyczące: wzorca Generalnej Umowy Dystrybucji dla Usługi Kompleksowej, Kodeksu Dobrych Praktyk Sprzedawców Energii Elektrycznej oraz Zbioru Praw Konsumenta Energii Elektrycznej System wsparcia OZE, kogeneracji i efektywności energetycznej Wymiana międzysystemowa wybrane aspekty Dokumenty i działania unijne dotyczące rynków finansowych, które będą miały wpływ na rynek energii w Polsce Wpływ rynku uprawnień do emisji CO 2 na rynek energii elektrycznej P1. Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii (wersja 6.3 z dnia 28 marca 2014 r.) P2. Nowy model - architektura rynku energii elektrycznej - rynek mocy, strona popytowa - agregatorzy P3. Wpływ przewidywanych zmian unijnej polityki klimatycznej na polski sektor energetyczny III. Kształtowanie się cen energii elektrycznej na rynku hurtowym Rynek Dnia Następnego Rynek Terminowy IV. Rynek gazu Regulacje Bariery rozwoju rynku gazu w Polsce Obrót gazem na TGE SA V. Propozycje działań krótko- i długoterminowych VI. Zastosowane skróty i oznaczenia VII. Materiały źródłowe VIII. Rada Zarządzająca TOE XII kadencji IX. Zespół ds. opracowania Raportu _05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT - 3 -

4 I. WPROWADZENIE Raport Rynek Energii Elektrycznej i Gazu w Polsce - stan na 31 marca 2014 r., zwany dalej także Raportem TOE 2014 lub Raportem, podsumowuje kluczowe zdarzenia, jakie miały miejsce na rynku energii elektrycznej i gazu w Polsce w okresie od 1 kwietnia 2013 r. do 31 marca 2014 r. Podobnie jak w przypadku poprzednich raportów, opracowywanych od 2009 roku ([22]-[26]) zakres merytoryczny Raportu TOE 2014 koncentruje się głównie na obszarach charakterystycznych dla działalności Towarzystwa Obrotu Energią, zwanego dalej TOE, i jego członków, do których należą zarówno spółki obrotu (jako tzw. członkowie wspierający TOE), jak i osoby fizyczne (tzw. członkowie zwyczajni TOE). Raport TOE 2014, w porównaniu z zeszłorocznym raportem [22], został rozszerzony o rozdział dotyczący rynku gazu, rozwojem którego zainteresowani są zarówno członkowie TOE, jak i bezpośrednio Towarzystwo. W związku z tym, że informacje na temat rynku gazu po raz pierwszy znalazły się w Raporcie TOE 2014, w rozdziale IV Raportu przedstawiono: główne zagadnienia związane z regulacjami tego rynku, istotne z punktu widzenia jego funkcjonowania; bariery jego rozwoju oraz analizę dotyczącą obrotu gazem na Towarowej Giełdzie Energii S.A. (TGE). W rozdziale I Raportu skomentowane zostały działania, które z punktu widzenia TOE miały istotny wpływ na rynek energii elektrycznej w omawianym okresie. W roku 2013 oraz na początku 2014 zostało przyjętych, lub jest w fazie szerokich dyskusji, kilka istotnych, zdaniem TOE, dokumentów i materiałów, które mają - i w kolejnych latach mogą mieć - znaczący wpływ na rynek energii w Polsce, w tym w szczególności na obszar obrotu. W rozdziale II Raportu zespół autorski scharakteryzował i ocenił (z punktu widzenia sektora obrotu) najważniejsze z tych dokumentów i materiałów. Rozdział III, analogicznie jak w latach poprzednich, opisuje kształtowanie się cen energii elektrycznej na rynku hurtowym w analizowanym w Raporcie okresie. Rozdział IV, jak wspomniano wyżej, dotyczy rynku gazu. W rozdziale V zawarto propozycje działań w krótko- i długoterminowym horyzoncie czasowym, które zdaniem TOE należałoby podjąć w zakresie dalszego rozwoju rynku energii elektrycznej i gazu w Polsce. Zastosowane skróty i oznaczenia oraz zestawienie materiałów źródłowych zawarto odpowiednio w rozdziałach VI i VII. W rozdziale VIII przytoczony został skład Rady Zarządzającej TOE XII kadencji, natomiast w rozdziale IX skład zespołu autorskiego. Raport TOE 2014 został opracowany na podstawie danych oraz wiedzy zespołu autorskiego na dzień 31 marca 2014 r. Raport począwszy od 2009 roku ma charakter cykliczny i publikowany jest w pierwszej połowie każdego roku kalendarzowego. 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT - 4 -

5 II. KLUCZOWE DZIAŁANIA (ZREALIZOWANE ORAZ PLANOWANE) NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE W OKRESIE OD 1 KWIETNIA 2013 R. DO 31 MARCA 2014 R. Kluczowe działania (zrealizowane oraz planowane) na rynku energii elektrycznej w Polsce w okresie od 1 kwietnia 2013 r. do 31 marca 2014 r. przedstawiono poniżej w syntetycznym zestawieniu tabelarycznym. Analogicznie jak w przypadku poprzednich Raportów ([22]-[26]) zestawienie obejmuje głównie tematykę obrotu energią elektryczną w obszarze rynku hurtowego, rynku detalicznego (sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych) i wymiany międzysystemowej oraz rynku gazu. W przypadku powiązań trzech ww. głównych obszarów z określonymi elementami całego łańcucha zakupu/sprzedaży energii elektrycznej starano się uwzględnić także uwarunkowania innych powiązanych obszarów rynku oraz ich wpływ na pozostałe segmenty energetycznego łańcucha wartości: wytwarzanie i dystrybucję. W dalszej części rozdziału przedstawiono charakterystykę i ocenę poszczególnych działań. 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT - 5 -

6 Tabela 1. Kluczowe działania (zrealizowane i planowane) na rynku energii elektrycznej w Polsce w okresie od 1 kwietnia 2013 r. do 31 marca 2014 r. Lp. Działania [1 7]/plany [P1-P3] Wpływ na obszar rynku Wpływ na rozwój rynku Wytwarzanie Dystrybucja Obrót hurtowy Obrót detaliczny 1 Wymiana międzysystemowa Odbiorcy końcowi Strona: rozszerzenie zagadnienia Utrzymanie obowiązku zatwierdzania przez Prezesa URE taryf (sprzedaży energii elektrycznej) w grupach taryfowych G Mały trójpak - wprowadzone zmiany do ustawy Prawo energetyczne, wątpliwości wdrożeniowe Prace dotyczące: wzorca Generalnej Umowy Dystrybucji dla Usługi Kompleksowej, Kodeksu Dobrych Praktyk Sprzedawców Energii Elektrycznej oraz Zbioru Praw Konsumenta Energii Elektrycznej - N N +/ /- - N +/- N N +/- N + N System wsparcia OZE, kogeneracji i efektywności energetycznej +/- +/- N (kogeneracja) + (efektywność) - (OZE) + - N Wymiana międzysystemowa wybrane aspekty + - N + N Dokumenty i działania unijne dotyczące rynków finansowych, które będą miały wpływ na rynek energii w Polsce - - N - N - N 18 7 Wpływ rynku uprawnień do emisji CO 2 na rynek energii elektrycznej - - N N N N sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców końcowych 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT -6-

7 Lp. Działania [1 7]/plany [P1-P3] Wpływ na obszar rynku Wpływ na rozwój rynku Wytwarzanie Dystrybucja Obrót hurtowy Obrót detaliczny 1 Wymiana międzysystemowa Odbiorcy końcowi Strona: rozszerzenie zagadnienia P1 Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii (wersja 6.3 z dnia 28 marca 2014 r.) +/- +/- - +/- N N - (za wyjątkiem prosumentów) 23 P2 P3 Nowy model - architektura rynku energii elektrycznej - rynek mocy, strona popytowa agregatorzy Wpływ przewidywanych zmian unijnej polityki klimatycznej na polski sektor energetyczny +/- + N +/- N N N - - N - 32 Legenda: N neutralne; - negatywny wpływ; + pozytywny wpływ; +/- wpływ pozytywny i negatywny w zależności od kryterium oceny. Kolorem czerwonym oznaczono działania będące kontynuacją zagadnień opisanych w Raporcie TOE Kolorem niebieskim oznaczono propozycje/plany wprowadzenia określonych rozwiązań, które przedstawiono do 31 marca 2014 r. 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT -7-

8 1. Utrzymanie obowiązku zatwierdzania przez Prezesa URE taryf (sprzedaży energii elektrycznej) w grupach taryfowych G Do chwili przygotowywania niniejszego Raportu nie zakończył się proces pełnej liberalizacji rynku energii elektrycznej w Polsce. Prezes URE nie podjął żadnych decyzji, co do określenia konkretnych dat uwolnienia rynku w segmencie odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwach domowych. Wymóg zatwierdzania taryf jest zasadniczym ograniczeniem działalności przedsiębiorstw obrotu sprzedawców energii elektrycznej do odbiorców końcowych. Prezes URE kontynuując wymóg przedstawiania taryf do zatwierdzenia dla części podmiotów przyczynia się do dalszego utrzymywania podwójnych standardów na rynku, na którym pełni funkcję regulacyjną (część podmiotów nie ma wymogu przedkładania taryf do zatwierdzenia). Taki stan rzeczy skutkuje nierównym traktowaniem podmiotów działających na rynku, a w konsekwencji nierównym traktowaniem odbiorców w gospodarstwach domowych, którym sprzedawcy świadczą usługę kompleksową. W listopadzie 2013 roku Wiceprezes URE przypomniał, że pełne uwolnienie cen dla odbiorców indywidualnych może nastąpić wówczas, gdy spełnione zostaną trzy następujące, kluczowe warunki, wcześniej zawarte w tzw. Mapie drogowej Prezes URE [27] uwolnienia cen dla wszystkich odbiorców energii elektrycznej: ustalenie zasad ochrony tzw. odbiorcy wrażliwego - warunek spełniony w wyniku wprowadzonych tzw. małym trójpakiem [7] zmian Prawa energetycznego [12]; zabezpieczenie klienta końcowego poprzez udzielenie mu gwarancji zawarcia umowy kompleksowej przy zmianie sprzedawcy - warunek spełniony poprzez zakończenie prac nad Generalną Umową Dystrybucji dla Usługi Kompleksowej (patrz kolejny punkt rozdziału); uregulowanie kwestii tzw. sprzedaży awaryjnej (np. w przypadku bankructwa obecnego sprzedawcy) - warunek spełniony od dnia 1 stycznia 2014 r. obowiązują nowe IRiESD pięciu największych OSD określające m.in. zasady postępowania w przypadku nie rozpoczęcia lub zaprzestania sprzedaży energii elektrycznej lub świadczenia usługi kompleksowej przez wybranego sprzedawcę (sprzedaż rezerwowa); dodatkowo kwestia została także uregulowana we wzorcu GUD-K (patrz kolejny punkt rozdziału). W lutym 2014 roku Wiceprezes URE, wykonujący obowiązki Prezes URE 2, podtrzymując ww. warunki dodał, że pełna liberalizacja rynku energii elektrycznej może dokonać się pod warunkiem jego stabilizacji i występowania ściśle określonych trendów. W przeciwnym razie, uwolnienie cen energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców spowoduje destabilizację tego rynku z poważną szkodą dla jego uczestników. Zgodnie z deklaracją Regulatora w 2014 roku ma on dokonać przeglądu warunków uwolnienia rynku energii elektrycznej przy uwzględnieniu kryteriów ustawowych. 2 zgodnie z art. 21 ust. 2o Prawa energetycznego osoba wykonująca obowiązki Prezesa URE (wg obowiązującego stanu pranego obowiązki Prezesa URE wykonuje Wiceprezes URE) nie może dokonać zwolnienia z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia zgodnie z art. 49 ust. 1 Prawa energetycznego 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT - 8 -

9 Wnioski W przekonaniu TOE uwolnienie cen energii elektrycznej w grupie gospodarstw domowych jest kluczowym elementem dalszego rozwoju rynku, wzrostu jego transparentności i zakończenia procesu liberalizacji. Wobec spełnienia wszystkich wskazywanych wcześniej przez Prezesa URE warunków pełnego uwolnienia cen, określonych także w Mapie drogowej, uczestnicy rynku oczekują jak najszybszego, pełnego uwolnienia cen energii elektrycznej. Zakładamy, że deklarowany przez Wiceprezesa URE przegląd rynku, który ma mieć miejsce w 2014 roku potwierdzi spełnienie wcześniej wskazywanych przez Regulatora koniecznych do uwolnienia zmian. Należy także podkreślić, że TOE włączyło się aktywnie w działania, których realizacja jest warunkiem uwolnienia rynku w grupie gospodarstw domowych, w tym m.in. zorganizowało ogólnopolską kampanię edukacyjną dla odbiorców, nad którą patronat objął Prezes URE. TOE w dalszym ciągu deklaruje uczestnictwo również w innych działaniach, które mogłyby doprowadzić do ochrony odbiorców wrażliwych i zapobieżenia energetycznemu wykluczeniu. 2. Mały trójpak - wprowadzone zmiany do ustawy Prawo energetyczne, wątpliwości wdrożeniowe Ustawa z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. 2013, poz. 984), tzw. mały trójpak [7], która weszła w życie 11 września 2013 r. ma na celu przede wszystkim implementację przepisów prawa Unii Europejskiej. Do najistotniejszych zmian wprowadzonych nowelizacją [7] należą: wprowadzenie systemu ochrony odbiorcy wrażliwego obejmującego m.in. wsparcie w postaci zryczałtowanego dodatku energetycznego; obowiązek zainstalowania na wniosek odbiorcy wrażliwego przedpłatowego układu pomiarowo-rozliczeniowego przez operatora systemu dystrybucyjnego (OSD) na jego koszt, takiego układ w ciągu 21 dni od dnia otrzymania wniosku; nowa kategoria odbiorców odbiorca przemysłowy oraz ułatwienia dla nich w zakresie tzw. kolorowych obowiązków; doprecyzowanie warunków rozliczeń i kosztów odbiorcy końcowego wypowiadającego umowę zawartą na czas nieokreślony bądź określony; wprowadzenie ram czasowych (21 dni) dyscyplinujących działania OSD w związku z procesem zmiany sprzedawcy przez odbiorcę; wprowadzenie ram czasowych (42 dni) dla dokonania przez sprzedawcę końcowych rozliczeń z odbiorcą korzystającym z zasady TPA; obowiązek: informowania odbiorców w gospodarstwie domowych o przysługujących mu prawach oraz doręczenia im zbioru praw konsumenta; 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT - 9 -

10 nowe procedury reklamacji dot. wstrzymania dostarczania energii elektrycznej dla odbiorców w gospodarstwie domowym utrudnione wstrzymanie dostawy energii do gospodarstwa domowego z tytułu zalegania z zapłatą, utrudniona ściągalność należności, nie rozpatrzenie reklamacji konsumenta w ciągu 14 dni powoduje automatyczne uwzględnienie reklamacji, wystąpienie konsumenta do sądu polubownego/prezesa URE (tzw. pętla reklamacyjna ); obowiązek zakupu przez sprzedawcę z urzędu energii elektrycznej wytworzonej w mikroinstalacji po cenie równej 80% Crk. Nowelizacja miała na celu głównie uchronienie Polski przed grożącymi jej karami wynikającymi ze skargi Komisji Europejskiej na zaniechanie implementacji dyrektyw unijnych stąd często powierzchowny i niejednoznaczny charakter wprowadzonych nią zmian. Szereg rozwiązań, takich jak wprowadzenie zakazu wstrzymania dostaw energii elektrycznej odbiorcy na czas trwania toczącego się postępowania reklamacyjnego, czy możliwość wydłużania procesu reklamacyjnego poprzez odwoływania się odbiorcy do różnych organów, w sposób ewidentny nie przystaje do warunków rynkowych i może wpłynąć negatywnie na rozwój rynku energii elektrycznej. Zwłaszcza nacisk na ochronę odbiorców pojmowaną w szczególny, nieprzystający realiom rynkowym sposób w zakresie ograniczeń możliwości takiego wstrzymania niekorzystnie rzutuje na ocenę wprowadzonych zmian i stopnia przyczynienia się do płynności i transparentności rynku w ujęciu odbiorca sprzedawca. Wnioski Wprowadzona małym trójpakiem nowelizacja Prawa energetycznego, jako akt w sposób jedynie częściowy odpowiadający na potrzebę zmian przepisów, skupiła się przede wszystkim na zarzutach skargi Komisji Europejskiej. Mimo, że wiele rozwiązań wychodzi naprzeciw rozwojowi konkurencji w Polsce, inne (nieliczne) rozwiązania nie przystają do realiów dynamicznego, wolnego rynku, budząc wiele kontrowersji. Ponadto przepisy zakazujące wstrzymania dostaw energii elektrycznej wobec odbiorcy z segmentu gospodarstw domowych na czas do rozstrzygnięcia sporu, budzą poważne wątpliwości natury prawnej. 3. Prace dotyczące: wzorca Generalnej Umowy Dystrybucji dla Usługi Kompleksowej, Kodeksu Dobrych Praktyk Sprzedawców Energii Elektrycznej oraz Zbioru Praw Konsumenta Energii Elektrycznej Od początku swojej działalności TOE podejmuje kroki w celu dobrowolnej standaryzacji umów i działań uczestników rynku energii elektrycznej w Polsce. Standaryzacja dotyczy zarówno umów pomiędzy sprzedawcami (w tym wytwórcami) na tzw. rynku hurtowym (gdzie od 2004 roku TOE z sukcesem wdraża standard umowy EFET), jak i sprzedawcami (sprzedającymi energię elektryczną odbiorcom na podstawie umowy sprzedaży) a przedsiębiorstwami świadczącymi usługi dystrybucji (w tym OSD) energii elektrycznej (gdzie od 2009 roku można opierać tego typu umowy o wzorzec tzw. Generalnej Umowy 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

11 Dystrybucji - GUD). Kolejne działania TOE w tym obszarze zmierzają do wypracowania wzorca umożliwiającego klientowi w gospodarstwie domowym podpisanie jednej, zestandaryzowanej umowy (tzw. umowy kompleksowej) oraz otrzymywanie przez niego jednej faktury od sprzedawcy zarówno za energię elektryczną, jak i usługę dystrybucji. W grudniu 2013 roku, po kilkumiesięcznych uzgodnieniach zespołów i grup roboczych TOE i Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE), Rada Zarządzająca TOE i Zarząd PTPiREE zaakceptowały opracowaną wspólnie treść wzorca Generalnej Umowy Dystrybucji dla Usługi Kompleksowej (tzw. GUD-K). Prace nad projektem GUD-K były prowadzone z rekomendacji Prezesa URE i przy udziale przedstawicieli URE. Generalna Umowa Dystrybucji dla Usługi Kompleksowej to umowa o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, zawierana pomiędzy OSD a sprzedawcą energii elektrycznej w celu realizacji umowy kompleksowej zawartej pomiędzy sprzedawcą a odbiorcą w gospodarstwie domowym przyłączonym do sieci o napięciu znamionowym do 1 kv, przyłączonym do sieci tego operatora. Należy zwrócić uwagę, że zakres przedmiotowy GUD-K reguluje kompleksowo stosunki umowne pomiędzy sprzedawcą a danym OSD, obejmując m.in. następujące obszary współpracy: zasady wyznaczania i udostępniania danych pomiarowych; wstrzymanie i wznowienie dostarczania energii elektrycznej do odbiorców; rozliczenia finansowe i fakturowanie, zabezpieczenia finansowe; postępowanie reklamacyjne i tryb rozstrzygania sporów oraz realizacji obowiązków informacyjnych; rezerwowa usługa kompleksowa. Od stycznia 2014 roku trwa praktyczne wdrażanie wzorca GUD-K i pierwsi sprzedawcy zaczynają podpisywać z OSD tego typu umowy. Jednocześnie TOE kończy pracę nad wzorcem umowy kompleksowej, która byłaby rekomendowana do stosowania w grupie gospodarstw domowych oraz zgodna z grudniowym wzorcem GUD-K. Posługiwanie się standardem umowy kompleksowej zapewni odbiorcy zgodne z prawem zapisy umowy, ograniczając niebezpieczeństwo stosowania przez nieuczciwych akwizytorów i sprzedawców zapisów godzących w interes konsumentów. W związku z rosnącym zainteresowaniem detalicznym rynkiem energii elektrycznej i sprzedażą energii do odbiorców końcowych w gospodarstwach domowych, a także chcąc wyznaczyć należyte standardy zachowań na rynku konkurencyjnym, przedstawiciele spółek obrotu zrzeszonych w TOE w ramach Grupy TOE ds. Systemu Obsługi Klientów, do końca 2013 roku opracowali, uwzględniający zmiany prawa wprowadzone tzw. małym trójpakiem, dokument Dobre Praktyki Sprzedawców Energii Elektrycznej - czyli czego klient może oczekiwać od rzetelnego Sprzedawcy (Dobre Praktyki). Dobre Praktyki są kodeksem dobrych praktyk w rozumieniu ustawy z dnia 23 sierpnia 2007 roku o przeciwdziałaniu nieuczciwym praktykom rynkowym (Dz. U. Nr 171, poz. 1206). Przystąpienie do stosowania Dobrych 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

12 Praktyk jest dobrowolne i otwarte dla przedsiębiorstw energetycznych prowadzących działalność w zakresie sprzedaży energii elektrycznej do odbiorcy końcowego w gospodarstwie domowym na terenie Polski. W 2014 roku TOE brało także czynny udział w konsultacjach i pracach nad Zbiorem Praw Konsumenta Energii Elektrycznej [17] oraz Zbiorem Praw Konsumenta Paliw Gazowych. Opracowane przez URE zbiory praw stanowią praktyczne kompendium wiedzy dla odbiorców energii i paliw gazowych w gospodarstwach domowych. Publikacje zawierają praktyczne informacje dotyczące zarówno praw odbiorców, jak również funkcjonowania rynku oraz sprzedaży i dostawy energii elektrycznej i paliw gazowych. Wśród podstawowych przesłanek powstania Zbioru [17] znalazły się m.in. unijne przepisy wynikające z III pakietu legislacyjnego wskazujące na konieczność udostępnienia konsumentom jasnych i zrozumiałych informacji na temat ich praw. Zakres tematyczny zbiorów został sporządzony na podstawie wytycznych Komisji Europejskiej określających zakres wiadomości, jakie odbiorca powinien uzyskać. Wnioski Prowadzone przez TOE prace nad: wzorcem generalnej umowy dystrybucji dla Usług Kompleksowej (tzw. GUD-K), kodeksem dobrych praktyk oraz standardową umową kompleksową przybliżają moment pełnego otwarcia rynku energii elektrycznej w Polsce oraz jego funkcjonowanie w oparciu o jednolite ogólnokrajowe standardy i rozwiązania. Zdaniem TOE zakończenie prac nad ww. dokumentami pozytywnie wpływa na rozwój rynku energii elektrycznej oraz spowoduje dalszy wzrost liczby podmiotów zainteresowanych zmianą sprzedawcy na skutek wdrażania zasady TPA. 4. System wsparcia OZE, kogeneracji i efektywności energetycznej Funkcjonujący w Polsce w okresie obejmującym Raport system wsparcia OZE bazował na mechanizmie bezpośredniego wsparcia w postaci tzw. certyfikacji energii. Mechanizm ten na mocy zapisów ustawy - Prawo energetyczne [12] oraz rozporządzeń wykonawczych kreował rynek określając szczegółowo formę i zasady wsparcia dla źródeł odnawialnych z jednoczesnym uregulowaniem reguł rządzących po stronie popytowej. Nadal funkcjonował obowiązek uzyskiwania, obrotu i umarzania praw majątkowych będących pochodnymi świadectw pochodzenia (energii elektrycznej z OZE). Równolegle funkcjonował także mechanizm wsparcia inwestycji w postaci dotacji, kredytów lub pożyczek, realizowany m.in. z udziałem NFOŚiGW, głównie z uzyskiwanych opłat zastępczych i kar. Ostatnia, obowiązująca grupa narzędzi wsparcia dotyczyła pomocy fiskalnej (zwolnienie energii elektrycznej wyprodukowanej w technologiach OZE z podatku akcyzowego) oraz preferencji w przyłączaniu tego typu źródeł do sieci i zwolnieniu go z opłat koncesyjnych. Wart podkreślenia jest fakt intensyfikacji działań zmierzających do stworzenia nowego mechanizmu wsparcia OZE, który z uwagi na istotność omówiony zostanie w rozdziale P1. 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

13 Analiza danych handlowych wskazuje na znaczący trend wzrostowy cen praw majątkowych zawierający się w przedziale od ok. 130 zł/mwh do 240 zł/mwh, jednak plasujący się zdecydowanie poniżej poziomu opłat zastępczych, co zilustrowane zostało na rysunku 1. Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE Rys. 1. Wolumen obrotu i poziom cenowy notowań PM zielonych W analizowanym okresie istotnej zmianie uległ system wsparcia wysokosprawnej kogeneracji. Obowiązujący do 31 grudnia 2012 r., z obowiązkiem umorzenia praw majątkowych do 31 marca 2013 r. system wsparcia kogeneracji węglowej i gazowej nie został przedłużony. Trwająca w minionym roku szeroka dyskusja na temat kontynuacji tego mechanizmu znalazła wyraz w projektach ustaw, z których najistotniejszym jest nowelizacja ustawy Prawo energetyczne z dnia 14 marca 2014 r., implementująca mechanizm wsparcia w okresie Znaczącej zmianie uległa natomiast parametryzacja opłaty zastępczej O ZK, która w zgodzie z rekomendacjami sejmowych Komisji: Gospodarki Narodowej oraz Środowiska otrzymała ramy od 5% do 40% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. Należy podkreślić, że niestabilność i brak ciągłości prawa miał przełożenie na kształt rynku, co ilustrują rysunki 2 oraz 3. Z kolei na rysunku 4 przestawiono obowiązkowe udziały procentowe kolorowych obowiązków w okresie _05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

14 Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE Rys. 2. Wolumen obrotu i poziom cenowy notowań PM żółtych Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE Rys. 3. Wolumen obrotu i poziom cenowy notowań PM czerwonych 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

15 Źródło: opracowanie własne Rys. 4. Obowiązkowe udziały procentowe kolorowych obowiązków w okresie Jedynym poprawnie funkcjonującym elementem, wpisującym się we wspólnotową politykę promowania kogeneracji, był mechanizm wsparcia źródeł metanowych. Określone ramy działania mechanizmu zawierające się w okresie r., powodowały, że nie był on narażony na ryzyka, jakie dotknęły pozostałe rodzaje kogeneracji. Indeks cenowy, ze względu na ograniczone zasoby podażowe i stale rosnącą ścieżkę popytową utrzymywał się w przedziale zł/mwh, czyli w pobliżu opłaty zastępczej, co zilustrowane zostało na rysunku 5. Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE Rys. 5. Wolumen obrotu i poziom cenowy notowań PM fioletowych 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

16 Ostatnim elementem podlegającym analizie jest system wspierający efektywność energetyczną. Obowiązująca od 15 kwietnia 2011 r. ustawa o efektywności energetycznej [9] miała skutkować wprowadzeniem mechanizmu stymulującego zachowania proefektywnościowe polegające na implementacji dodatkowego systemu certyfikacji. Ogłoszony w 2012 roku przez Prezesa URE pierwszy przetarg na wybór przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej, rozstrzygnięty został dopiero w sierpniu 2013 roku, a informacje opublikowano we wrześniu 2013 roku. Łącznie skutecznie zgłoszonych zostało 209 ofert, z których komisja przetargowa wybrała tylko 102, spełniające wymagane oczekiwania. Wartość świadectw efektywności przewidzianych do wydania w przetargu sięgnęła 550 tys. toe, z czego: (i) 440 tys. toe w ramach kategorii zwiększenia oszczędności energii przez odbiorców końcowych (42 oferty), (ii) 55 tys. toe w ramach oszczędności energii przez urządzenia potrzeb własnych (19 ofert) oraz (iii) 55 tys. toe za zmniejszenie strat energii elektrycznej, ciepła lub gazu ziemnego w przesyle lub dystrybucji (41 ofert). Ze świadectw pochodzenia wynikają zbywalne prawa majątkowe, potocznie nazywane białymi certyfikatami, którymi handluje się poprzez mechanizm funkcjonujący w sposób analogiczny do już istniejących mechanizmów OZE i kogeneracji. Począwszy od dnia 4 listopada 2013 r. wprowadzony został na parkiecie TGE SA obrót prawami majątkowymi wynikającymi ze świadectw efektywności energetycznej. Pomimo, że handel realizowany jest przez cztery dni w tygodniu w ramach transakcji sesyjnych i pozasesyjnych, rynek nie jest płynny o czym świadczą zilustrowane na rysunku 6 obroty i indeks cenowy. Na brak płynności mają także wpływ negatywne wewnętrzne regulacje giełdowe. Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE Rys. 6. Wolumen obrotu i poziom cenowy notowań PM białych 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

17 Wnioski W 2014 roku rozpoczęty został nowy okres obowiązywania wsparcia kogeneracyjnego, co jest zgodne z polityką unijną wyrażoną w dyrektywach: 2004/8/WE, 2009/28/WE, 2012/27/UE. Należy podkreślić, że celem wytycznych kierunkowych jest promowanie danego typu źródła wytwórczego w celu rozwoju tej technologii, unowocześnienia podsektora i zwiększenia bilansu mocy. Doświadczenia z okresu wsparcia z lat wskazują, że system w obowiązującym obecnie kształcie nie realizuje w pełni postawionych założeń. Zdaniem TOE należy już teraz rozpocząć prace nad zmianą kształtu mechanizmu promującego kogenerację, który mógłby zacząć obowiązywać po 2018 r. Należy także podkreślić potrzebę kontynuacji prac zmierzających do powstania dedykowanej ustawy nadającej ramy prawne i normy funkcjonowania źródłom odnawialnym. Ustawa OZE pomimo wielu zapowiedzi, do chwili obecnej nie została skierowana do Parlamentu, a termin jej wejścia w życie jest wciąż nieznany. Dokument ten może wpłynąć na ustabilizowanie i przejrzystość rynku oraz ułatwić procesy inwestycyjne. Zdaniem TOE należy również przeprowadzić kampanię informacyjną, wprowadzić ułatwienia oraz uprościć mechanizm przetargów na wybór przedsięwzięć proefektywnościowych. Wpłynęłoby to na poziom podaży białych certyfikatów i skutkowało wzrostem płynności rynku. 5. Wymiana międzysystemowa wybrane aspekty W sierpniu 2013 roku podjęto decyzję o odroczeniu przystąpienia Polski do systemu market coupling obejmującego południowe granice Polski (MCP). Nowy obszar market couplingu będzie obejmował więc Czechy, Słowację, Węgry i Rumunię. Decyzja ta została poprzedzona dyskusją w gronie polskich interesariuszy systemu (URE, PSE, TGE i TOE) oraz ankietą przeprowadzoną wśród uczestników rynku. Decyzja jest zbieżna z rekomendacjami TOE z zeszłorocznego raportu [22], podkreślającymi ryzyka wynikające z niesionej przez MCP konieczności modyfikacji rynku RDN (nie było możliwe oparcie MCP na tym samym fixingu, na którym oparty jest market coupling na kablu szwedzkim ; w najgorszym przypadku MCP prowadziłby do konieczności stworzenia kolejnego fixingu). Wedle oświadczenia interesariuszy MCP, Polska przystąpi do projektu w kontekście inicjatywy CEE FBMC (flow based market coupling). W ocenie TOE będzie to korzystne, jeśli umożliwi objęcie jednym market coupling(iem) granicy południowej, zachodniej i kabla szwedzkiego. W tym obszarze wskazane jest kontynuowanie dialogu pomiędzy giełdą, OSP, regulatorem (Prezesem URE) i uczestnikami rynku w celu wypracowania rozwiązań, które optymalnie zaprojektują architekturę rynku dnia następnego, aby jeszcze bardziej wzmocnić jego wiarygodność. Prace w tym kontekście są przedmiotem szczegółowych dyskusji i analiz funkcjonującego w TOE Zespołu ds. Rynku Hurtowego. 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

18 Towarzystwo Obrotu Energią pozytywnie ocenia także starania PSE S.A. zmierzające do wznowienia możliwości importu energii z kierunków zachodniego i południowego, jednak wielkość udostępnianych mocy przesyłowych i polityka informacyjna są niewystraczające. Kolejnym istotnym przedsięwzięciem mogącym wpływać na polski eksport i import energii elektrycznej, ale także na kształt polskiego rynku jako całości, są koordynowane przez ENTSO i ACER prace nad oceną efektywności istniejących stref cenowych (bidding zones) w Europie. Mimo, że projekt jest w początkowej fazie rozwoju i wiążące decyzje wymagają czasu, należy jednak już teraz podkreślić, że z punktu widzenia płynności polskiego rynku hurtowego, podział Polski na dwie lub więcej stref cenowych byłby ryzykowny (szczególnie w świetle właśnie rosnącej płynności, o co uczestnicy rynku zabiegali przez wiele lat). Wnioski Na rozwiniętych i zsynchronizowanych rynkach spot market coupling zapewnia optymalną alokację mocy transgranicznych i jest dla efektywności rynku rozwiązaniem niewątpliwie pożądanym. Biorąc jednak pod uwagę niedoskonałości polskiego rynku spot, wprowadzenie MCP dziś prowadziłoby do dalszych komplikacji rynku. Dlatego też, decyzję o odroczeniu wprowadzenia MCP TOE ocenia pozytywnie. Ze szczególną uwagą należy obserwować działania mogące prowadzić do podziału Polski na więcej niż jedną strefę cenową, co wzbudza wątpliwości uczestników polskiego rynku energii. W tym obszarze niezbędna jest bliska współpraca z OSP i URE oraz w miarę możliwości koordynowanie polskiego stanowiska w kontaktach z instytucjami zagranicznymi. 6. Dokumenty i działania unijne dotyczące rynków finansowych, które będą miały wpływ na rynek energii w Polsce Unia Europejska konsekwentnie realizuje rozpoczęty wejściem w życie rozporządzenia EMIR 3 proces zmiany zasad funkcjonowania rynków finansowych. Efektem tych działań jest krystalizująca się propozycja zmian dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2004/39/WE z 21 kwietnia 2004 r. w sprawie rynków instrumentów finansowych (MiFID II). Kluczowe znaczenie dla rynku energii ma, dokonana w oparciu o EMIR oraz planowana w MiFID II, kwalifikacja instrumentów służących obrotowi energią. Początkowo osiągnięty kompromis pozwalający na uznanie podstawowego dla rynku energii kontraktu forward z fizyczną dostawą za instrument pozostający poza regulacją EMIR został w połowie 2013 roku poddany próbie przez regulatora angielskiego (FCA). Uznał on kontrakty forward zawierane za pośrednictwem brokerów na platformach MTF (Multilateral Trading Facility) za instrumenty finansowe. W konsekwencji tej decyzji większość graczy rynku energii zostałaby 3 rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) NR 648/2012 z dnia 4 lipca 2012 r. w sprawie instrumentów pochodnych będących przedmiotem obrotu poza rynkiem regulowanym, kontrahentów centralnych i repozytoriów transakcji (Dz.U. L 201 z , str. 1 59) z datą wejścia w życie w dniu 16 sierpnia 2012 roku 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

19 objęta zakresem przedmiotowym EMIR. Efektem powyższego było powstanie z końcem 2013 roku platform obrotu non-mtf (zmiany dotyczyły mechanizmu zawierania transakcji w stosunku do dotychczasowych rozwiązań na platformach MTF). Ostatecznie FCA uznał, że dokonane przez brokerów modyfikacje platform obrotu pozwalają na zachowanie przez zawierane za ich pośrednictwem kontrakty forward charakteru instrumentów towarowych, co powoduje, że platformy te sukcesywnie stają się dominującymi miejscami obrotu OTC. Ostatecznie potwierdzono w praktyce, że kontrakt forward realizowany poprzez fizyczną dostawę pozostaje poza zakresem podmiotowym EMIR, chyba że zawarty został na platformie MTF. Obecnie uzgodniony konsensus dotyczący projektu MiFID II podtrzymuje wcześniejsze uzgodnienia o wyłączeniu z zakresu regulacji kontraktów z fizyczną dostawą dla energii elektrycznej i gazu oraz o uznaniu uprawnień do emisji dwutlenku węgla (EUAs) za instrumenty finansowe (derywaty towarowe), podobnie jak kontraktów z fizyczną dostawą dotyczących węgla i ropy naftowej. Zaznaczyć należy, że w odniesieniu do dwóch ostatnich nadal trwają dyskusje o zakresie obowiązków wynikających z kwalifikacji tych kontraktów jako instrumentów finansowych oraz okresów przejściowych dla nowej regulacji. Kluczowe znaczenie dla rynku energii będzie miało praktyczne rozumienie zawartego w przepisie art. 4(2) ust. 1 pkt 1 projektu pojęcia fizycznego rozliczenia kontraktu. Kolejne wersje projektu MiFID II potwierdzają, że realnym staje się zagrożenie, że w skutek objęcia regulacją charakterystyczną dla rynków finansowych nowych obszarów handlu, coraz więcej przedsiębiorstw energetycznych będzie zmuszonych funkcjonować w reżimie przewidzianym dla instytucji finansowych. Wnioski Sprawdzają się przewidywania, że Komisja Europejska dąży do objęcia rynków towarowych regulacją podobną do stosowanej na rynkach finansowych czego wyrazem jest projekt MiFID II. Uczestnicy rynku energii zdają się być pogodzeni z takim rozwojem regulacji, choć skutecznie bronią odrębności w zakresie podstawowych dla tego rynku instrumentów obrotu (kontrakty forward z fizyczną dostawą). Podtrzymać należy prognozę wyrażoną w Raporcie z 2013 roku, że w dłuższej perspektywie czasu należy oczekiwać daleko idącej unifikacji zasad funkcjonowania rynku energii z rynkiem finansowym oraz idące za tym zagrożenia związane z zaostrzeniem zasad funkcjonowania rynku energii w postaci wzrostu barier wejścia czy wzrostu wymogów kapitałowych dla uczestników tego rynku. 7. Wpływ rynku uprawnień do emisji CO2 na rynek energii elektrycznej Ze względu na zmniejszające się corocznie przyznawane darmowe pule jednostek do emisji CO 2, cena ich zakupu jako jeden z kosztów zmiennych wytwarzania energii elektrycznej, ma coraz większy wpływ na finalną cenę energii elektrycznej sprzedawanej na rynku hurtowym. Rok 2013 był pierwszym, w którym funkcjonowała III faza systemu EU ETS przypadająca na lata Nadwyżka niewykorzystanych uprawnień z fazy II została przetran- 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

20 sferowana do fazy III, dzięki czemu nastąpiło płynne przejście pomiędzy fazami. Należy jednak wspomnieć, że zabieg ten przyczynił się do zwiększenia występującej na rynku nadpodaży uprawnień, która wywiera nieustanną presje podażową na ceny CO 2. Najnowsze prognozy wielkości nadwyżki uprawnień na zakończenie III fazy, która będzie miała miejsce w 2020 roku to ponad 2 mld uprawnień. W opinii KE, cena zakupu CO 2 na poziomie 4-5 EUR/MgCO 2 nie daje wyraźnego impulsu cenowego do inwestycji w niskoemisyjne technologie, a była to przecież główna przesłanka do powstania i funkcjonowania całego systemu EU ETS, który jest najważniejszym instrumentem politycznym UE w dziedzinie ochrony klimatu. Na rysunku 7 porównano notowania do uprawnień emisji CO 2 w trzech kolejnych fazach. Pomijając spadek uprawnień w fazie I do wartości bliskich zeru, w związku z jej zakończeniem i brakiem możliwości transferu uprawnień do fazy II, należy zauważyć, że w kwietniu 2013 roku mieliśmy do czynienia z najniższymi cenami w historii trwania całego systemu były to poziomy poniżej 2,50 EUR/MgCO 2. Tak niska cena wynikała przede wszystkim z wspominanej już nadpodaży uprawnień jak i w pełni uzasadnionych obaw o dalszy sens funkcjonowania systemu EU ETS. Rys. 7. Notowania uprawnień do emisji CO2 w latach w podziale na fazę I ( , II ( ) i III ( ) Komisja Europejska już od 2012 roku podejmowała intensywne działania zmierzające ku zwiększeniu poziomu cen CO 2. Głównym orężem do walki z nadpodażą i niskimi cenami jest tzw. backloading czyli czasowe przesunięcie części darmowych uprawnień przypadających na lata poprzez zmniejszenie wolumenu uprawnień sprzedawanych na aukcjach, które to począwszy od 1 stycznia 2013 r. są podstawową metodą przydzielania darmowych uprawnień w ramach III fazy EU ETS. Planuje się, że powrót tych uprawnień nastąpi w latach W okresie, który obejmuje Raport prace nad wprowadzeniem backloadingu były 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

21 intensywnie prowadzone, co sprawiło, że przerwany został długoterminowy trend spadkowy uprawnień do emisji CO 2, który silnie korelował z ich nadpodażą. Od początku kwietnia 2013 roku aż do 31 marca 2014 r. uprawnienia do emisji CO 2 znajdowały się w zauważalnym trendzie wzrostowym. Mieliśmy do czynienia z ponad 140% wzrostem cen z poziomów poniżej 3 EUR/MgCO 2 w kwietniu 2013 roku do 7,30 EUR/MgCO 2 w lutym 2014 roku. Na rysunku 8 przedstawiono wpływ działań KE i wydarzeń politycznych na notowania produktu terminowego EUADEC 14. Rys. 8. Wpływ wydarzeń politycznych oraz gospodarczych na notowania produktu EUADEC 14 Rysuje się wyraźny obraz tego, jak gwałtownie rynek uprawnień do emisji CO 2 reaguje na wszelkie wydarzenia polityczno-gospodarcze. Dnia 16 kwietnia 2013 r. po odrzuceniu pierwszej propozycji backloadingu, cena uprawnień w trakcie jednej sesji spadła niemal o 50% z poziomu 5,15 EUR/MgCO 2 do poziomu 2,90 EUR/MgCO 2. Na przestrzeni 2013 roku i początku roku 2014 komitologia backloadingu zmierzała ku finalnej implementacji, a w ślad za tym rynek reagował wyraźnymi wzrostami cen do szczytowego poziomu 7,30 EUR/MgCO 2 w dniu 24 lutego 2014 r., kiedy to PE finalnie przegłosował przyspieszoną ścieżkę backloadingu pozwalającą na wycofanie jeszcze w 2014 roku aż 400 mln uprawnień, 300 mln w 2015 roku i 200 mln 2016 r. Oprócz zmagań z nadpodażą uprawnień, KE w celu podwyższenia ich ceny planuje przeprowadzić reformę strukturalną całego EU ETS mającą na celu ustabilizowanie systemu oraz zrównoważenie podaży z popytem. Pierwsze dokumenty w tej sprawie pojawiły się 22 stycznia 2014 roku podczas publikacji Pakietu 2030, który ma być wstępem do utworzenia nowej polityki energetyczno-klimatycznej do roku Komisja Europejska 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

22 planuje uruchomić mechanizm MSR (Market Stability Reserve), który będzie miał możliwość corocznej 12% redukcji nadwyżki uprawnień z rynku w przypadku wystąpienia ich nadpodaży. Dodatkowo, zgodnie z nowym kierunkiem polityki klimatycznej do 2030 roku, KE proponuje 40% cel redukcji CO 2 w stosunku do 1990 roku. Aby osiągnąć ten cel planuje się podwyższyć roczny współczynnik liniowej redukcji puli darmowych uprawnień z obecnego 1,74% do 2,2%. Szacuje się, że spowoduje to wzrost ceny uprawnień do emisji CO 2 o około 10 EUR/MgCO 2, natomiast mechanizm MSR o dodatkowe 15 EUR/MgCO 2 od 2021 roku. Kontrastem dla tych wydarzeń były informacje o kolejnym roku spadku emisji w systemie ETS. W roku 2013 instalacje, które uczestniczyły w systemie wyemitowały globalnie o 3,1% mniej CO 2 niż rok wcześniej. Mamy więc do czynienia z kolejnym rokiem spadku emisji, które w latach spadały o 2% w stosunku rocznym. Należy zauważyć, że w instalacjach na terenie Polski, które objęte są systemem EU ETS nastąpił 0,5% wzrost emisji w roku 2013 w odniesieniu do roku Na rysunku 9 przedstawiono przebieg notowań uprawnień do emisji CO 2 z dostawą EUADEC 14 na tle przebiegu notowań kontraktu terminowego BASE Y-15. Można zauważyć, że zmiana ceny CO 2 ma wyraźny wpływ na zmianę ceny energii. Współczynnik korelacji dla tych dwóch produktów wynosi aż 0,70, co oznacza silną dodatnią liniową zależność. Rys. 9. Porównanie notowań rocznych kontraktów terminowych na rynku CO 2 i energii elektrycznej Wnioski W związku ze zmniejszającymi się bezpłatnymi alokacjami, wpływ rynku uprawnień do emisji CO 2 na rynek energii elektrycznej w Polsce należy uznać za bardzo istotny. Polska energetyka obecnie, jak i w perspektywie średnioterminowej, będzie oparta na paliwach kopalnych (głównie węgiel kamienny i węgiel brunatny) dlatego też notowania kontraktów terminowych energii elektrycznej na rynku hurtowym wyraźnie reagują na każdą zmianę poziomu cen CO 2. 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

23 Należy podkreślić, że Komisja Europejska (KE) intensyfikuje działania zmierzające ku podniesieniu poziomu cen CO 2, co bezpośrednio wpłynie na wzrost kosztów produkcji energii. Najnowsze prognozy średnioterminowe dyskontujące działania KE wskazują na poziom 7,5 EUR/MgCO 2 jako średnią cenę uprawnień do emisji w 2014 roku i 10 EUR/MgCO 2 w 2015 roku. Prognozy długoterminowe cen CO 2 po zakończeniu III fazy wskazują na poziomy od 20 EUR/MgCO 2 do nawet 60 EUR/MgCO 2 w 2030 roku, w przypadku gdy mechanizm MSR zostanie wprowadzony w życie. Taka cena uprawnień do emisji CO 2 istotnie obniży rentowność produkcji energii elektrycznej opartej na węglu, zmniejszy konkurencyjność polskiej gospodarki oraz przyczyni się do wzrostu cen u odbiorców końcowych. P1. Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii (wersja 6.3 z dnia 28 marca 2014 r.) Ustawa o odnawialnych źródłach energii (ustawa o OZE) ma stanowić, oprócz Prawa energetycznego oraz Prawa gazowego, jeden z najważniejszych obszarów regulacji na rynku energii. Prace nad nową ustawa trwają od końca 2011 roku, kiedy to MG opublikowało projekty pakietu trzech ustaw: nowego Prawa energetycznego, Prawa gazowego i nowej Ustawy o OZE. Na przestrzeni ostatnich dwóch lat opublikowano oficjalnie kilka projektów ustawy o OZE, m.in. 1a.4, 2.0, 2.0.1, 4.0, 4.1, 6.1, 6.2 oraz projekt 6.3 z dnia 28 marca 2014 r., który został skierowany na posiedzenie Rady Ministrów planowane na początek kwietnia br. Nowa ustawa o OZE w zasadniczy sposób ma zmienić podejście do systemu wsparcia zielonej energetyki. Z jednej strony zachowuje dotychczasowy system dla istniejących instalacji, które nie wyrażą chęci przystąpienia do nowego systemu, z drugiej strony wprowadza system aukcyjny dla nowych instalacji oraz istniejących, które wyrażą chęć uczestnictwa w systemie na nowych zasadach. Aukcje jako podstawowy element nowego systemu wsparcia OZE Podstawowym narzędziem wsparcia w nowej ustawie o OZE ma być system aukcyjny. Wprowadzenie takiego rozwiązania podyktowane jest względami ekonomicznymi i ma na celu zbudowanie jak najbardziej efektywnego kosztowo rozwiązania, które umożliwi wypełnienie zobowiązań unijnych oraz zminimalizuje dodatkowe obciążenia odbiorców końcowych. Konstrukcja systemu zapewnić ma stworzenie warunków równej konkurencji dla wszystkich rodzajów instalacji OZE, czego nie można powiedzieć o obecnym systemie opartym na mechanizmie wydawania zielonych certyfikatów, który nie różnicuje wielkości wsparcia dla poszczególnych technologii wytwarzania energii z OZE. W ramach nowego systemu przynajmniej raz w roku Prezes URE będzie organizować aukcje, których przedmiotem będzie zakup energii elektrycznej z OZE oraz energii elektrycznej z biogazu rolniczego (aukcje te będą prowadzone osobno). Aukcję wygrywa podmiot, który 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

24 zaoferuje najniższą cenę, w zamian otrzymując zobowiązanie do wsparcia przez 15 lat w postaci gwarancji zakupu energii po cenie aukcyjnej, która podlegać będzie corocznej rewaloryzacji o wskaźnik inflacji. Bardzo ważnym elementem systemu aukcyjnego jest rozdział instalacji na te o mocy do 1 MW oraz te powyżej 1 MW. Zastosowane kryterium mocowe zwiększy efektywność systemu i powinno się przyczynić do rozwoju mikrogeneracji niezbędnej w procesie budowy sektora prosumentów oraz zmniejszenia strat sieciowych. W przypadku gdy ogłoszone ilości energii z OZE nie zostaną wyczerpane w pierwszym przetargu organizowane będą kolejne w celu realizacji zakupu założonych ilości energii z OZE w danym okresie. System aukcyjny zawiera pewne wyłączenia, które zdaniem ustawodawcy, mają na celu optymalizację kosztową systemu oraz zmianę struktury podsektora wytwarzania w kierunku wytwórców spoza sektora wytwarzania opartego na paliwach kopalnych. Z możliwości uczestnictwa w aukcjach wyłączone zostały następujące instalacje: spalania wielopaliwowego, z wyłączeniem dedykowanych instalacji spalania wielopaliwowego; elektrownie wodne o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej powyżej 5 MW; OZE o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej powyżej 50 MW wykorzystujące do wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii biomasę, z wyłączeniem instalacji odnawialnych źródeł energii wykorzystujących do wytwarzania tej energii elektrycznej biomasę spalaną w wysokosprawnej kogeneracji o mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu do 150 MWt. Wsparcie mikrogeneracji oraz prosumentów Jak już wcześniej wspomniano aukcje będą podzielone i realizowane dla instalacji o mocy elektrycznej do 1 MW oraz osobno dla instalacji o mocy elektrycznej powyżej 1 MW. Ustalono, że udział instalacji o mocy do 1 MW w wolumenie energii podlegającemu aukcjom nie może być mniejszy niż 25 %. Zagwarantowanie udziału małych instalacji w systemie na wspomnianym poziomie ma duże znaczenie w procesie zmiany struktury OZE oraz jest jednym z elementów, który ograniczy znaczenie instalacji współspalających paliwa kopalne z biomasą. Promocja małych źródeł przyczyni się również do aktywizacji małych i średnich przedsiębiorstw, których rozwój powinien doprowadzić do zwiększenia aktywności w podsektorze OZE. Ustawa przewiduje również wprowadzenie zachęt dla prosumentów. Podstawowym ułatwieniem jest zwolnienie z opłat administracyjnych oraz uznanie, że prowadzenie mikroinstalacji nie jest kwalifikowane jako prowadzenie działalności gospodarczej. Aktywizacja prosumentów ma bardzo duże znaczenie z punktu widzenia koniecznych do poniesienia przez OSD inwestycji sieciowych, które w sytuacji rozwoju produkcji energii na własny użytek mogą zostać rozłożone w czasie i realizowane będą na mniejszą skalę. Oprócz inwestycji sieciowych ważnym czynnikiem przemawiającym za promocją prosumentów jest zmniejszenie strat przesyłowych zarówno w sieciach dystrybucyjnych jak i przesyłowych. 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

25 Należy jednak zaznaczyć, że cena zakupu nadwyżek energii elektrycznej z mikroinstalacji prosumenckich została określona na poziomie 80 % ceny z rynku konkurencyjnego Crk, co w porównaniu z ceną oferowaną dla mikroinstalacji będących własnością podmiotów gospodarczych, która kształtuje się na poziomie 100% Crk, może zdaniem licznych przedstawicieli sektora OZE stanowić brak wystarczającej zachęty do inwestowania i nie gwarantować rozwoju tego typu źródeł na odpowiednim poziomie. Zasady korzystania ze wsparcia przez instalacje zmodernizowane Projekt ustawy o OZE zagwarantował wsparcie dla instalacji, które po dniu wejścia w życie zapisów rozdziału 4 ustawy, zostały zmodernizowane. Świadectwa pochodzenia przysługują w tym przypadku proporcjonalnie do przyrostu łącznej mocy zainstalowanej instalacji. W sytuacji, gdy: w wyniku modernizacji instalacji powstało OZE; w instalacji spalania wielopaliwowego, w wyniku modernizacji powstało OZE, które nie będzie wykorzystywane do wytwarzania energii w instalacji spalania wielopaliwowego (z wyłączeniem dedykowanych instalacji spalania wielopaliwowego); modernizowana instalacja OZE o mocy poniżej 5 MW wykorzystuje hydroenergię do wytwarzania energii elektrycznej; wielkość pomocy jest proporcjonalna do poniesionych nakładów na modernizację, jednak nie może przekroczyć 75 % wartości początkowej modernizowanej instalacji. Dodatkowym ograniczeniem dla instalacji modernizowanych jak i dla instalacji powstałych pod dniu wejścia w życie ustawy, które uczestniczyłyby w aukcjach jest ograniczenie wiekowe dla urządzeń wchodzących w skład instalacji - w momencie wytworzenia przez instalację nie po raz pierwszy energii elektrycznej, nie mogą one być starsze niż 4 lata. Mechanizmy ograniczające nadpodaż świadectw pochodzenia Oprócz braku zróżnicowania wielkości wsparcia dla poszczególnych instalacji OZE w dotychczas obowiązującym systemie wsparcia największą wadą jest brak mechanizmów ograniczających nadmierne fluktuacje cenowe zielonych certyfikatów. Analizując historię systemu należy stwierdzić, że po 2010 r. system nie działał właściwie. Przyczyn takiego stanu rzeczy było wiele, a do najważniejszych można zaliczyć: szybszy niż zakładano przyrost mocy w zielonych instalacjach spalania wielopaliwowego oraz źródłach wiatrowych; zbyt niski obowiązek udziału zielonej energii w sprzedaży do odbiorców końcowych po 2010 r.; realizację obowiązku poprzez uiszczanie opłaty zastępczej pomimo nadwyżki tanich certyfikatów w systemie. 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

26 Mając powyższe na uwadze w nowej ustawie o OZE zaprojektowano mechanizmy ograniczające wady obowiązującego systemu wsparcia. Podstawowym elementem ograniczającym nadpodaż zielonych certyfikatów są: wprowadzenie współczynnika korekcyjnego na poziomie 0,5 dla instalacji spalania wielopaliwowego, które zacznie obowiązywać od momentu wejścia w życie rozdziału 4 ustawy do końca 2020 r. oraz brak możliwości tzw. bankowania certyfikatów. Projekt zakłada, że po 2020 r. Rada Ministrów określi w drodze rozporządzenia nowe wartości współczynnika korygującego dla świadectwa pochodzenia energii elektrycznej z OZE i energii elektrycznej z biogazu rolniczego wytworzonej w instalacji spalania wielopaliwowego, z wyłączeniem energii elektrycznej z OZE wytworzonej w dedykowanej instalacji spalania wielopaliwowego oraz okres na jaki zostanie przedłużone wsparcie. Drugim elementem ograniczającym nadpodaż zielonych certyfikatów na rynku będzie ograniczenie polegające na wprowadzeniu zapisów mówiących o braku możliwości wydania świadectwa pochodzenia dla energii elektrycznej wytworzonej w instalacji odnawialnego źródła energii z biogazu rolniczego, dla którego zostało wydane świadectwo pochodzenia biogazu rolniczego. Kolejnym sposobem na ograniczenie podaży będzie ograniczenie maksymalnego wolumenu energii elektrycznej, którą będzie wspierał system. Instalacje produkujące energię elektryczną wykorzystujące jako paliwo biomasę, biopłyny, biogaz lub biogaz rolniczy w instalacji spalania wielopaliwowego (również w dedykowanej instalacji spalania wielopaliwowego) mogą uzyskać świadectwo pochodzenia w danym roku dla wolumenu produkcji będącego średnią z wytworzonej przez nie energii elektrycznej w latach Dla instalacji, które rozpoczęły produkcję po 31 grudnia 2013 r. ograniczenie stanowi ilość wyprodukowanej energii elektrycznej w okresie wykonywania przez wytwórcę tego rodzaju działalności. Całkowicie z systemu wsparcia zostały wyłączone elektrownie wodne o mocy przekraczającej 5 MW, które po raz pierwszy wyprodukowały energię elektryczną przed wejściem w życie ustawy. Ostatnim elementem w nowej ustawie o OZE, którego zadaniem jest ograniczenie nadpodaży świadectw pochodzenia w systemie jest ograniczenie możliwości wypełniania obowiązku poprzez uiszczanie opłaty zastępczej. Ograniczenie to będzie mogło być stosowane w sytuacji, gdy średnia ważona cena świadectw pochodzenia na TGE będzie poniżej 75% wartości opłaty zastępczej przez okres, co najmniej 3 miesięcy bezpośrednio poprzedzających dzień złożenia wniosku o umorzenie świadectw pochodzenia. Określenie przez podmiot zobowiązany, czy sytuacja taka miała miejsce dokonywane będzie każdorazowo w przededniu realizacji obowiązku. 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

27 Wnioski Prezentowany w wersji 6.3 projektu ustawy o OZE system wsparcia w większości proponowanych zapisów może być ważnym krokiem na drodze do wprowadzenia racjonalnego kosztowo systemu wsparcia OZE w Polsce, który powinien zmniejszyć obciążenia związane z promocją OZE dla odbiorców końcowych. Wprowadzenie systemu aukcyjnego powinno doprowadzić do stworzenia optymalnej struktury podsektora wytwarzania energii elektrycznej z wykorzystaniem OZE, która zapewni wypełnienie celów stawianych przez UE w zakresie udziału OZE w miksie energetycznym kraju. Sprawą jednak otwartą, która będzie przedmiotem notyfikacji, jest wątpliwość dotycząca proponowanego w Polsce mechanizmu OZE w kontekście tzw. pomocy publicznej prawa wspólnotowego. Ograniczenie wsparcia dla współspalania o połowę (współczynnik korekcyjny 0,5 do 2020 r.) za wyjątkiem instalacji dedykowanych oraz całkowite wyeliminowanie z systemu elektrowni wodnych o mocy powyżej 5 MW, które spotykało się z negatywną opinią podsektora wytwarzania skutkować powinno likwidacją podstawowej wady obecnie obowiązującego modelu wsparcia jaką jest stale utrzymująca się nadwyżka zielonych certyfikatów w systemie. Do właściwego zbilansowania popytu i podaży na rynku certyfikatów przyczynią się również zapisy ograniczające możliwość wykonywania obowiązku poprzez uiszczanie opłaty zastępczej. P2. Nowy model - architektura rynku energii elektrycznej - rynek mocy, strona popytowa - agregatorzy Od 2013 roku z udziałem Ministerstwa Gospodarki, przedsiębiorstw energetycznych, regulatora oraz innych środowisk energetycznych, w tym TOE, trwają wzmożone prace nad koncepcją modelu rynku mocy oraz mechanizmów mocowych, które mają zapewnić rentowność istniejącym i nowym jednostkom wytwórczym. Dużą rolę w tym procesie ma do odegrania OSP. W jego ocenie pełna implementacja rynku mocy może potrwać około dwóch lat, gdyż symulacje, uzgodnienia, ujednolicenie na poziomie europejskim i w końcu jego wdrożenie to wymagające i czasochłonne przedsięwzięcie. Szanse na jego wprowadzenie są duże, gdyż przedstawiciele spółek energetycznych pozytywnie oceniają zaproponowane rozwiązania. Dla decyzji, odnośnie wdrożenia modelu rynku mocy w Polsce nie bez znaczenia będzie to, co wydarzy się w tej kwestii w krajach ościennych. Istotnym czynnikiem przy wyborze modelu rynku mocy będzie także stanowisko KE. Do czasu pełnego wdrożenia rynku mocy OSP, zdecydował się na wprowadzenie mechanizmu tymczasowego, w postaci interwencyjnej rezerwy zimnej, zmiany usługi przesyłowej, usługi DSM (Demand-Side Management) i DSR (Demand-Side Response) na tzw. negawaty oraz ORM (Operacyjnej Rezerwy Mocy). 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

28 Opłata jednostkowa [zł.] Płatność całkowita [tys. zł.] Rynek Energii Elektrycznej i Gazu w Polsce - Mechanizm interwencyjnej rezerwy zimnej polega na płatności OSP za utrzymywanie mocy w gotowości i podczas przewidywanych okresów deficytu mocy uruchomienia jej na polecenie OSP. Według prognoz PSE rezerwa ta powinna sięgać 1000 MW. Wielkość tą operator może pozyskiwać w drodze przetargów. Operator poszukuje dodatkowych narzędzi i instrumentów, aby poprawić bilans mocy, czego przejawem jest podpisanie z PGE GiEK umowy na usługi DSR. Usługa ta pozwala ograniczać na żądanie pobór mocy. Zabezpiecza ona KSE przed możliwością wystąpienia większych awarii i ponoszeniem wysokich kosztów za niedostarczenia energii. Kolejny z ww. mechanizmów, czyli operacyjna rezerwa mocy (ORM), został wdrożony 1 stycznia 2014 r. Ma on na celu utrzymywanie przez wytwórców rezerwy mocy wytwórczych za odpowiednią opłatą. Płatność za rezerwę na rynku bilansującym dotyczy zarówno istniejących jak i nowo powstałych jednostek. W założeniu powinna ona, chociaż w części, pokryć koszty stałe wytwórców. Przeznaczona na ten cel kwota 573 mln została przeniesiona w taryfie PSE, a samo rozwiązanie nie wymagało zmiany ustawy-prawo energetyczne. Ma on funkcjonować do czasu zaimplementowania docelowych rozwiązań dotyczących rynku mocy. Płatność za ORM dotyczy sytuacji, kiedy rezerwa mocy w KSE znajduje się poniżej 18% maksymalnego zapotrzebowania brutto, obecnie jest to ok. 4,1 GW. Wartość ceny referencyjnej dla 2014 roku wynosi 37,13 zł/mw-h, a dla kolejnych lat będzie indeksowana w oparciu m.in. o planowaną inflację ,19 zł Opłata jednostkowa operatora Płatność całkowita operatora Moc w rezerwie [MW] Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych PSE Rys. 10. Opłaty za operacyjną rezerwę mocy a poziom rezerwy w KSE Widocznym skutkiem wprowadzenia opłaty za ORM był wzrost cen na rynku energii elektrycznej w godzinach szczytowych. Już w końcu 2013 roku zauważalny był wzrost cen dla produktów szczytowych na rynku terminowym. Ceny produktów będących wówczas w notowaniach, obejmujących dostawę w dni robocze w godzinach 8-22, zwiększyły swoją 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

29 relację do cen produktów pasmowych o kilka procent przy bardzo wysokich spreadach. Oczekiwania, co do poziomu cen w godzinach najwyższego zapotrzebowania doprowadziły do tego, że uczestnicy rynku niechętnie pozbywali się tych produktów licząc na wyższe marże na rynku SPOT. Średnia relacja szczytu do pasma na styczeń 2014, wynikająca z notowań tego produktu w grudniu wyniosła 26%, podczas, gdy rok wcześniej było to 19%. Przypuszczenia, co do wzrostu cen w szczycie zostały potwierdzone na rynku bieżącym. Średnie relacje cen szczytu względem pasma na rynku SPOT w I kwartale 2014 były zdecydowanie wyższe niż rok wcześniej i wyniosły odpowiednio 21% w relacji do 15%. Powyższe mechanizmy są przejściowymi w perspektywie wprowadzenia docelowego modelu rynku mocy. Rosnący udział energii elektrycznej produkowanej w niestabilnych źródłach odnawialnych wymusza zmianę sposobu funkcjonowania systemów elektroenergetycznych. Wymaga to jednak utrzymywania w KSE odpowiedniego poziomu mocy w źródłach konwencjonalnych, co jest trudne w sytuacji obniżania się cen rynkowych i braku opłacalności inwestycji w nowe moce wytwórcze. W rezultacie niektóre państwa rozważają wprowadzenie wsparcia na budowę źródeł systemowych, bądź też próbują wdrożyć koncepcję rynku mocy. W ramach tych koncepcji powstało kilka modeli rynku mocy, różniących się przede wszystkim stopniem aktywności uczestników rynku. Pierwszym modelem jest scentralizowany rynek mocy, gdzie produktem jest moc dyspozycyjna netto jednostki wytwórczej w danym okresie dostaw, np. miesiącu lub roku. Rynek mocy jest rynkiem terminowym, w którym cały prognozowany wolumen mocy jest kupowany w roku n-4 (jeśli aukcja odbędzie się w 2015 roku, rokiem dostawy będzie 2019 rok). Źródło: TGPE, EY Rys. 11. Przykładowe ramy czasowe dla scentralizowanego rynku mocy Model ten zakłada, że moc dyspozycyjna certyfikowanych jednostek wytwórczych kupowana jest przez PSE na aukcjach (typ holenderski lub fixing), oddzielnie dla każdego przyjętego w rozwiązaniu okresu dostawy. Oferty tworząc krzywą podaży w relacji z krzywą popytu określają cenę za moc. Tym sposobem powstaje zobowiązanie do dostarczenia mocy w okresach zagrożonych, czyli w okresach szczytowego zapotrzebowania na moc. Jednostki biorące udział w aukcjach muszą być certyfikowane przez operatora, a moc podlegająca 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

30 zakupowi prognozowana jest przez niego i zatwierdzana przez MG. Moc zainstalowana jednostki nie może być niższa niż 3 MW. Mniejsze jednostki, które chciałyby brać udział w rynku mocy dokonują certyfikacji zbiorowo, w grupie bilansującej, w której będą występować na rynku mocy. Wytwórcy rozliczani będą według rzeczywistej mocy dyspozycyjnej w okresach dostawy, a wynagrodzenie korygowane będzie o opłaty z tytułu niedyspozycyjności lub za dostawę większej mocy niż wynikająca z zobowiązania. Koszty rynku mocy przenoszone są w opłacie przesyłowej na odbiorców. Drugim rozpatrywanym w Polsce do wdrożenia wariantem - modelem jest zdecentralizowany rynek mocy, gdzie produktem na rynku mocy jest certyfikat będący potwierdzeniem mocy dyspozycyjnej jednostki wytwórczej w danym okresie dostaw. Rynek mocy jest rynkiem terminowym, w którym cały prognozowany wolumen mocy jest kupowana w roku n-5 (rynek pierwotny 2015 roku, rok dostawy 2020 rok). Źródło: TGPE, EY Rys. 12. Przykładowe ramy czasowe dla zdecentralizowanego rynku mocy W tym modelu to odbiorcy zobowiązani są do posiadania certyfikatów mocy, co w przypadku odbiorców niezaopatrujących się samemu w energię powoduje konieczność zakupu certyfikatów przez dostawców energii. Poziom popytu na certyfikaty mocy ma być równy zatwierdzonej przez MG prognozie zapotrzebowania na moc szczytową wraz z rezerwami w roku n. Nośnikiem dla certyfikatów ma być moc umowna, a w przypadku możliwości zmierzenia chwilowego poboru, moc rzeczywista. Podobnie jak w przypadku mocy umownej, tak i rzeczywistej, istnieje potrzeba określenia odpowiedniego współczynnika mocowego w celu przeliczenia zmierzonej mocy na zobowiązanie mocowe. Jako mechanizm uzupełniający dla rynku mocy przewiduje się możliwość zastosowania kontraktów różnicowych. Powinny one dotyczyć przede wszystkim tych inwestycji, które z punktu widzenia przyjętej polityki (strategii) państwa będą uznane za istotne z gospodarczego i społecznego punktu widzenia, w tym również w celu stymulowania 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

31 inwestycji mających za zadanie realizację polityki klimatycznej UE. Są to długoterminowe mechanizmy służące do zabezpieczenia ryzyka związanego z budową nowych mocy wytwórczych. Kontrakt różnicowy przenosi ryzyko cenowe z operatora nowej jednostki na wszystkich odbiorców energii elektrycznej korzystających z KSE. Kontrakty te mają duże znaczenie, w szczególności dla inwestycji w jednostki o bardzo wysokich kosztach operacyjnych. W przypadku kontraktów różnicowych problem może stanowić uniknięcie ich traktowania, jako pomocy publicznej. Oprócz mechanizmów, których zakres działań dotyczy obszaru wytwarzania energii, wprowadzane są również rozwiązania po stronie popytowej. Zaliczają się do nich wspomniane na wstępie usługi DSR na tzw. negawaty, które umożliwiają ograniczanie poboru mocy na żądanie. Pomimo, że za każdą niezużytą w ten sposób megawatogodzinę PSE zapłaci 750 zł, jest to dla krajowego operatora opłacalne, gdyż zabezpiecza go przed możliwością wystąpienia większej awarii i ponoszeniem wielokrotnie większych kosztów za niedostarczenia energii. Dobrowolne, tymczasowe dostosowanie zapotrzebowania na moc, realizowane przez odbiorcę energii powstaje w odpowiedzi na: sygnał cenowy (cena rynkowa lub taryfa energii elektrycznej), polecenie Operatora/Agregatora na podstawie umowy o świadczenie takiej usługi. Innym działaniem po stronie popytowej w horyzoncie długofalowym może być trwała redukcja zapotrzebowania tzw. DSM zmierzająca do redukcji zapotrzebowania na energię poprzez poprawę efektywności energetycznej. Przy tego typu mechanizmach pojawiają się tzw. Agregatorzy Popytu, czyli podmioty pośredniczące w realizacji redukcji zapotrzebowania pomiędzy OSP a odbiorcami końcowymi. Ich zadania to m.in.: ustalenie zasad i warunków współpracy z OSP, przygotowanie i uzgodnienie oferty dla odbiorców, nadzór operacyjny nad fizyczną realizacją usługi, prowadzenie wzajemnych rozliczeń oraz spraw formalno-prawnych, zarządzanie ryzykiem niewywiązania się z redukcji zapotrzebowania. Taka forma uczestnictwa w rynku umożliwia zwiększenie potencjału redukcji poprzez grupowanie wielu odbiorców, których łączne zróżnicowane możliwości spełniają oczekiwania operatora co do poziomu oraz wykorzystania czasu redukcji wynikającej z aktywacji kilku kolejnych odbiorców oraz wykorzystania do tego mocy niedostępnych w sposób ciągły. W tym celu wprowadzono nowy typ jednostki grafikowej, Jednostkę Grafikową Odbiorczą aktywną (JGOa), reprezentującą sterowane odbiory, dla których mogą być składane Oferty Redukcji Obciążenia. Oferty bilansujące mogą zgłaszać odbiorcy dysponujący urządzeniami i instalacjami odbiorczymi, które mogą podlegać bezpośredniemu sterowaniu przez OSP. 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

32 Wnioski Zmiana modelu rynku energii elektrycznej może być podstawowym czynnikiem umożliwiającym prowadzenie niezakłóconej działalności wytwórczej, odpowiedzialnej polityki inwestycyjnej gwarantującej bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej w KSE w długim terminie. Powstające w tym celu rozwiązania służą podniesieniu rentowności istniejących i nowych jednostek wytwórczych. Do chwili wyboru i wdrożenia odpowiedniego modelu rynku mocy uczestnikom rynku muszą wystarczyć rozwiązania dotyczące interwencyjnej usługi DSR oraz operacyjnej rezerwy mocy. Polska stoi przed wyborem docelowego modelu rynku mocy, który może opierać się o model scentralizowany lub zdecentralizowany. Rozwiązaniem uzupełniającym mogą być kontrakty różnicowe, które na przykład przy inwestycjach strategicznych mogłyby być ważnym czynnikiem znoszącym ryzyka inwestycyjne dla inwestycji w źródła niskoemisyjne. Drugim uzupełniającym elementem w procesie stabilizacji bilansu mocy są usługi świadczone przez odbiorców energii. Trwała redukcja zapotrzebowania na energię poprzez poprawę efektywności energetycznej oraz takie kształtowanie krzywej obciążeń, aby zmniejszyć obciążenie w szczycie lub też przesunąć obciążenia na okres pozaszczytowy, są podstawowymi mechanizmami strony popytowej. Działania te mogą być optymalizowane dzięki Agregatorom Popytu, których charakter funkcjonowania przynosi korzyści zarówno dla OSP jak i samych uczestników rynku po stronie odbiorców. Przedstawiciele TOE włączają się we wszystkie prowadzone w ww. obszarach prace, oczekując przedstawienia konkretnych propozycji zmian w postaci szczegółowych dokumentów, uwzględniających także symulację wpływu zmian na poszczególne obszary polskiej elektroenergetyki, w tym odbiorców końcowych. Ze strony TOE deklarujemy możliwość szerszego włączenia się w prace, szczególnie w kontekście wpływu planowanych zmian na sektor obrotu, zarówno w zakresie hurtowego, jak i detalicznego rynku energii elektrycznej. Popierając potrzebę wyjścia naprzeciw rozwiązaniom urealniającym możliwość realizacji nowych inwestycji, w oparciu o podstawy ekonomiczne, TOE wskazuje jednak na konieczność przejścia od dyskusji modeli rozwiązań do bardziej szczegółowych analiz wpływu tych rozwiązań na poszczególnych uczestników rynku energii elektrycznej. P3. Wpływ przewidywanych zmian unijnej polityki klimatycznej na polski sektor energetyczny W drugiej połowie marca 2014 roku Komisja Europejska zaproponowała nowe cele wspólnotowej polityki energetycznej i klimatycznej. Obowiązujący jeszcze aktualnie pakiet 3x20 dotyczy trzech następujących obszarów i zakłada: ograniczenie do 2020 roku emisji CO 2 o 20 %, zmniejszenie zużycia energii o 20 %, wzrost udziału energii z OZE także do 20 %. 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT

33 W ocenie Przewodniczącego Komisji Europejskiej J.M. Barroso, Europa jest na dobrej drodze do osiągnięcia ww. celów. Źródło: Prezentacja Przewodniczącego J.M. Barroso na posiedzenie Rady Europejskiej w dniach marca 2014 r. Komisja Europejska Rys. 13. Europa na dobrej drodze do osiągnięcia celów 3x20 na 2020 r. Zaproponowane nowe, bardziej ambitne cele w zakresie redukcji emisji gazów cieplarnianych oraz udziału energii ze źródeł odnawialnych mają przyczynić się do budowania niskowęglowej gospodarki i być sygnałem dla inwestorów w OZE, pobudzać tworzenie zielonych miejsc pracy i wspierać bezpieczeństwo dostaw energii. Cele te sprecyzowano jako: ograniczenie do 2030 roku emisji CO 2 o 40%, udziału energii z OZE do 2030 roku przynajmniej do poziomu 27%. W zakresie efektywności energetycznej ma nastąpić w 2014 roku przegląd i ocena działań poszczególnych państw i całej UE. Źródło: Prezentacja Przewodniczącego J.M. Barroso na posiedzenie Rady Europejskiej w dniach marca 2014 r. Komisja Europejska Rys. 14. Nowe zamierzenia na 2030 r. 14_05_05_raport_toe_2014_v13_final.doc PROJEKT