GŁÓWNE ZMIANY W DYREKTYWIE 2009/72/EC W PAKIECIE ZIMOWYM

Transkrypt

1 GŁÓWNE ZMIANY W DYREKTYWIE 2009/72/EC W PAKIECIE ZIMOWYM Autor: Marek DOLATOWSKI - Wardyński i Wspólnicy sp. k. Dyrektywa 2009/72/WE [1] i jej poprzedniczka 2003/54/WE ukształtowały rynek energii elektrycznej w państwach członkowskich, w tym w Polsce. Wymusiły zmiany mające na celu utworzenie niezależnych organów regulacyjnych, zapewnienie dostępu do sieci, umożliwienie wyboru sprzedawcy energii i rozdzielenie różnych rodzajów działalności energetycznej. Wszystko to miało zniechęcić zintegrowane pionowo przedsiębiorstwa energetyczne do dyskryminacyjnego traktowania konkurencji w sytuacji posiadania naturalnego monopolu opartego na własności sieci przesyłowej i dystrybucyjnej. Narzucenie zharmonizowanej architektury rynku energii w każdym państwie członkowskim, głównie poprzez proces tzw. unbundlingu, pozwoliło na stopniowe uwalnianie rynku obrotu energią, a także umożliwiło dalej idące kroki w celu utworzenia bardziej zintegrowanego europejskiego rynku energii. Stąd wzięła się idea stworzenia nowego pakietu regulacji zwanego Pakietem Zimowym [4]. Nowe regulacje poszerzają także prawa odbiorców energii i dążą do realizacji celów polityki klimatycznej UE poprzez promowanie rozwiązań mających doprowadzić do większej kontroli podaży i popytu na rynku energii. Aby sprostać nowym wyzwaniom, Dyrektywa 2009/72/WE przechodzi zasadniczą zmianę, która zostanie opisana poniżej. Towarzyszy jej także gruntownie zmienione Rozporządzenie 714/2009 [5], które ze względu na zasadnicze poszerzenie zakresu jego regulacji zyskało nazwę o rynku wewnętrznym energii elektrycznej. Należy przy tym pamiętać, że rozporządzenia UE nie wymagają implementacji do polskiego systemu prawnego i po ich wejściu w życie mogą być bezpośrednio stosowane bez ograniczeń w Polsce i w innych państwach członkowskich. W przypadku sprzeczności krajowego prawa z unijnym, pierwszeństwo należy dać temu drugiemu. Cele zmienionych regulacji Nie sposób nie zauważyć zmienionego spojrzenia na politykę energetyczną UE, które ma znaczący wpływ na treść opisywanych dokumentów. Uzasadnienie zmian podkreśla bowiem, jak istotne jest powiązanie polityki energetycznej i klimatycznej ze względu na kluczowe znaczenie sektora energetycznego w redukowaniu emisji gazów cieplarnianych. Zmiany w dokumentach kształtujących rynek energetyczny mają zatem przyczynić się również do realizacji celów polityki klimatycznej poprzez dalszy wzrost efektywności energetycznej, utrzymanie przodownictwa UE w OZE (również w zakresie ekomobilności) oraz wzrost aktywności i znaczenia konsumentów na rynku.

2 Ze względu na specyfikę działania niektórych OZE (niestabilność) oraz co do zasady rozproszony charakter generacji OZE nie da się osiągnąć dalszego wzrostu ich znaczenia bez wymuszenia zmian na rynku zwiększających jego elastyczność. Dodatkowo zmiany w omawianych dokumentach mają doprowadzić do zmniejszenia nieskoordynowanych i nieuzasadnionych interwencji państw członkowskich, które często prowadziły do zaburzeń w handlu hurtowym i przepływach energii między państwami. Raporty Komisji Europejskiej (KE) będące podstawą do przygotowania zmian omawianych dokumentów donosiły bowiem o wzroście różnego rodzaju interwencji państwa jako odpowiedzi na konieczność wspierania OZE oraz zapewnienia bezpieczeństwa dostaw. Nowe dokumenty promują elastyczność rynku głównie zwiększeniem roli i aktywności odbiorców (jako konsumentów, ale też w generacji rozproszonej) oraz wdrożeniem regulacji ułatwiających rozwój DSR (demand side response) 1 i magazynowania energii. Wszystko to, w połączeniu z ograniczeniem interwencji państwa, ma doprowadzić do bardziej swobodnego kształtowania cen na rynku. Autorzy zmian nie zapominają przy tym o koniecznej reakcji na wzrastające zjawisko ubóstwa energetycznego spowodowane wzrostem cen energii ze względu na wsparcie OZE oraz o konieczności zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Uważają jednak, że z tymi problemami bardziej efektywnie i przy zastosowaniu nowych środków oceny poradzą sobie mechanizmy rynkowe wsparte odpowiednimi ramami regulacyjnymi oraz wymuszoną współpracą na poziomie UE i na poziomie regionalnym. W tym celu wzmacnia się również rolę Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER), Europejskiej Sieci Operatorów Elektroenergetycznych Systemów Przesyłowych (ENTSO-E) oraz tworzy regionalne centra operacyjne (ROC). Zmiany w Trzecim Pakiecie Energetycznym są tak daleko idące, że zdaniem KE muszą zostać wymuszone nowymi regulacjami na poziomie unijnym. Trzeci Pakiet osiągnął bowiem większość zakładanych w nim celów, jednak zmiany otoczenia i rozwój technologii zmuszają do rewizji polityki energetycznej UE. Równocześnie, w ocenie autorów, zmiany nie zajdą w sposób skoordynowany i samoczynnie, o ile nie zostaną określone nowymi regulacjami prawnymi. Celem dyrektywy jest zatem ustalenie reguł funkcjonowania prawdziwie zintegrowanego, elastycznego rynku energii skoncentrowanego na konsumencie (odbiorcy) i zapewniającego równocześnie przystępną cenę energii, wysoki poziom bezpieczeństwa oraz płynne przejście do zdekarbonizowanego systemu energetycznego. Elastyczność rynku Przepisy państw członkowskich nie powinny bez przyczyny ograniczać transgranicznych przepływów energii, udziału odbiorców w rynku (w tym poprzez DSR), inwestycji w źródła 1 Chociażby obowiązek sporządzenia technicznych specyfikacji dla uczestnictwa w DSR czy nakaz niedyskryminacyjnego traktowania na rynku energii z uwzględnieniem technicznych możliwości.

3 energii o elastycznym profilu produkcji oraz w magazynowanie, a także rozwoju elektromobilności i nowych połączeń między systemami energetycznymi. Podobnie nie powinny istnieć nieuzasadnione bariery wejścia na rynek i wyjścia z rynku energii, zarówno w zakresie wytwarzania, jak i w pozostałych zakresach. Jakkolwiek dyrektywa nie wyklucza możliwości interwencji państwa w rynek, to kładzie się nacisk na minimalizację wszelkich interwencji ograniczających swobodne kształtowanie cen energii na rynku. W pełni zliberalizowanym rynku detalicznym upatruje się metody na wzrost cenowej i pozacenowej konkurencji między sprzedawcami energii i wzrost zadowolenia odbiorców energii. Z tego względu obok istniejącej już zasady swobodnego wyboru sprzedawcy energii dyrektywa wprowadza zasadę swobodnego określania ceny przez sprzedawców energii. Państwa członkowskie mogą chronić ubogich lub wrażliwych odbiorców w gospodarstwach domowych tylko w sposób inny niż administracyjne regulowanie cen. Od zasady swobodnego ustalania cen dyrektywa przewiduje derogacje dla państw członkowskich, które na dzień wejścia w życie dyrektywy stosują regulacje cen dla odbiorców wrażliwych w gospodarstwach domowych. Państwa te mogą utrzymać ograniczenia w kształtowaniu cen przez pięć lat od wejścia w życie dyrektywy pod warunkiem, że będą one kierować się ogólnym interesem ekonomicznym, będą jasno zdefiniowane, transparentne, niedyskryminacyjne, weryfikowalne i będą zapewniać dostęp do odbiorców energii wszystkim dostawcom z UE. Interwencje muszą być proporcjonalne, ograniczone w czasie i nie wykraczać ponad to, co jest niezbędne dla odbiorców korzystających z ich dobrodziejstw. Biorąc pod uwagę fakt, że taryfy dla obrotu energii elektrycznej dla grupy G dotyczą wszystkich gospodarstw domowych, niezależnie od kryterium dochodowego, można mieć wątpliwości, czy obecne ograniczenie w postaci konieczności zatwierdzenia przez Prezesa URE taryf sprzedaży energii elektrycznej dla grupy G spełnia kryteria przewidziane w projekcie dyrektywy. Po upływie pięcioletniego okresu przejściowego państwa członkowskie będą mogły utrzymać interwencje polegające na kształtowaniu cen spełniające powyższe kryteria tylko w przypadkach nagłych i kiedy jest to bezsprzecznie konieczne. Państwa członkowskie muszą notyfikować Komisji Europejskiej zastosowanie takich ograniczeń wraz z uzasadnieniem, czemu inne środki nie byłyby wystarczające dla osiągnięcia zakładanego celu. Komisja po wyjaśnieniach ze strony państwa członkowskiego może orzec brak spełniania kryteriów dopuszczających zastosowanie interwencji przez państwo członkowskie i nakazać jej korektę lub nawet całkowite wycofanie. Prawa odbiorców energii Doprecyzowane zostały prawa odbiorców. Wprowadzono m.in. obowiązek informowania odbiorców o zmianach cen i jej powodach co najmniej na jeden okres rozliczeniowy przed zmianą. Państwa członkowskie mają zapewnić odbiorcom końcowym również możliwość

4 zawierania umów z dynamicznie zmieniającymi się cenami energii (dynamic electricity price contracts), czyli cenami z rynku spot lub z rynku dnia następnego. Zmiana sprzedawcy ma być możliwa w terminie trzech tygodni i nie może się wiązać z żadnymi dodatkowymi opłatami z tego tytułu. Państwa członkowskie mogą jednak w drodze odstępstwa umożliwić obciążenie odbiorcy końcowego opłatą za zmianę sprzedawcy w sytuacji, gdy rozwiązuje on umowę zawartą na czas określony, z której zawarcia odbiorca uzyskał widoczne korzyści. Obciążenie odbiorcy nie może jednak przewyższać ekonomicznej straty sprzedawcy energii z tytułu rozwiązania umowy przez odbiorcę, włączając w to koszty związanych z umową inwestycji lub usług przewidzianych w tejże umowie i wykonanych na rzecz odbiorcy przez sprzedawcę energii. Aby umożliwić odbiorcom łatwe porównanie ofert sprzedawców energii zobowiązano państwa członkowskie, by zapewniły co najmniej jedno bezpłatne narzędzie porównawcze. Narzędzie takie może stworzyć każdy podmiot prywatny lub publiczny, w tym administracja państwowa. Państwa członkowskie mają wskazać właściwy organ, do którego będzie się można zwracać o certyfikację narzędzi na zasadzie dobrowolności i niedyskryminacji. Odbiorcom należy także bezpłatnie 2 zapewnić jasne, precyzyjne i łatwe do zrozumienia rachunki za energię o zawartości minimalnej wskazanej w załączniku do dyrektywy, co również ma ułatwić odbiorcom ich porównywanie. Rachunki mogą opierać się na prognozach zużycia lub ryczałcie tylko wtedy, gdy odbiorcy końcowemu nie zapewniono odczytu w danym okresie rozliczeniowym. Może to wpłynąć na dotychczasową praktykę wystawiania faktur na polskim rynku detalicznym. Jeżeli operator ma możliwość zdalnego odczytu licznika, odczyt musi być dostarczany raz w miesiącu, w przeciwnym wypadku raz na trzy miesiące, chyba że odbiorca wyraził zgodę na otrzymywanie odczytu dwa razy do roku. Przewidziano możliwość zawarcia przez odbiorców umowy z agregatorami, jak i jej rozwiązania w ciągu trzech tygodni bez dodatkowych opłat, z wyjątkiem konieczności pokrycia ekonomicznej straty agregatora z tytułu rozwiązania umowy przez odbiorcę, włączając w to koszty związanych z umową inwestycji i usług wykonanych na rzecz odbiorcy przez agregatora i przewidzianych w tejże umowie. Co najmniej raz w roku odbiorcom ma być zapewnione przedstawienie danych o świadczeniu przez nich usług DSR oraz o ilości dostarczonej i sprzedanej energii. Prawo państw członkowskich ma z kolei zapewnić agregatorom udział w rynku detalicznym poprzez co najmniej: (i) możliwość wejścia na rynek bez zgody innych jego uczestników, (ii) jasne reguły funkcjonowania uczestników rynku, w tym w zakresie przepływu i dostępu do danych, (iii) zapewnienie procedury rozwiązywania sporów między uczestnikami rynku, (iv) brak obowiązku zapłaty przez agregatorów jakiegokolwiek odszkodowania, z wyjątkiem dopuszczenia przez państwa członkowskie odszkodowań na rzecz podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie w sytuacji wywołania niezbilansowania u innego uczestnika rynku (i to tylko za zgodą organu regulacyjnego). 2 Może to wpłynąć na dotychczasową praktykę pobierania opłat handlowych przez spółki obrotu. Ich uzasadnieniem było zazwyczaj pokrycie kosztów związanych z rozliczeniami i fakturowaniem.

5 Dyrektywa wprowadza definicję aktywnego odbiorcy (active customer), czyli odbiorcy lub grupy odbiorców zachowujących się wspólnie, którzy zużywają, magazynują lub sprzedają energię wytworzoną na ich nieruchomościach, w tym poprzez działanie tzw. agregatorów, lub którzy uczestniczą w mechanizmach DSR lub programach efektywności energetycznej, pod warunkiem, że wskazane aktywności nie stanowią ich głównej komercyjnej lub profesjonalnej aktywności. Państwa członkowskie mają zapewnić odbiorcom końcowym możliwość stania się aktywnym odbiorcą w rozumieniu dyrektywy, czyli: (i) możliwość wytwarzania, magazynowania, sprzedaży i zużywania wytworzonej przez siebie energii na wszystkich rynkach zorganizowanych albo bezpośrednio, albo poprzez agregatorów z uniknięciem procedur stwarzających dyskryminacyjne przeszkody oraz obciążeń nieodzwierciedlających kosztów ich uczestnictwa w systemie, (ii) zapewnienie odzwierciedlających koszty, transparentnych i niedyskryminacyjnych opłat sieciowych obliczanych osobno dla energii wprowadzanej i pobieranej z sieci. Wydaje się, że obecny sposób rozliczania prosumentów zawarty w ustawie o odnawialnych źródłach energii, nakazujący stosunkowe rozliczenie energii wprowadzanej do sieci przez prosumentów, może być niezgodny z nowymi przepisami. Podobnie jak w przypadku agregatorów dyrektywa zapewnia możliwość tworzenia, dostęp do rynku i wolność zrzeszania się lub rezygnacji odbiorców z lokalnych społecznościach energetycznych (local energy communities). Mogą to być kontrolowane przez lokalnych wspólników lub członków stowarzyszenia, spółdzielnie, spółki, organizacje non-profit lub inne podmioty prawa bardziej nastawione na kreowanie wartości niż generowanie zysku, które lokalnie spełniać mogą funkcje związane z wytwarzaniem, OSD, sprzedawcy energii lub agregatora, także transgranicznie. Prawo ma zapewniać przy tym zastosowanie wobec społeczności sprawiedliwych, proporcjonalnych i transparentnych procedur oraz opłat odzwierciedlających koszty, a wspólnicy/członkowie społeczności powinni móc zachować prawa przysługujące im jako aktywnym odbiorcom lub odbiorcom z gospodarstw domowych. W razie konfliktu społeczności z użytkownikami systemu niebędącymi jej wspólnikami/członkami co do rozmiaru opłat sieciowych, strony powinny mieć prawo zwrócić się o jego rozstrzygnięcie do regulatora rynku. Wreszcie dyrektywa doprecyzowuje przepisy w zakresie smart meteringu, przewidując m.in. wymóg współpracy z różnymi systemami (interoperability), łatwy i bezpłatny dostęp odbiorców do danych oraz zapewnienie odpowiedniego poziomu ochrony danych osobowych i cyberbezpieczeństwa. Jeżeli państwo członkowskie po przeprowadzeniu wymaganej analizy opłacalności nie zdecyduje się na wprowadzenie programu smart meteringu, musi zapewnić odbiorcom końcowym możliwość instalacji inteligentnych liczników na rozsądnych i sprawiedliwych warunkach w terminie nie dłuższym niż trzy miesiące od złożenia wniosku przez odbiorcę. Państwa członkowskie, a następnie Komisja Europejska ustanowią jednolity format danych, aby zapewnić podmiotom uprawnionym łatwy do nich dostęp.

6 Nowe obowiązki operatorów Dyrektywa w sposób ogólny określa obowiązek zapewnienia przez OSD 3 świadczenia usług dystrybucji w sposób umożliwiający zastosowanie DSR, magazynowania, generacji rozproszonej i rozwiązań w zakresie efektywności w celu zmniejszenia koniecznych mocy wytwórczych. OSD mają świadczyć swoje usługi wszystkim uczestnikom rynku w sposób transparentny, niedyskryminacyjny i na zasadach rynkowych oraz mają zapewnić (we współpracy z regulatorami) określenie technicznych warunków uczestnictwa w rynku energii. Aby umożliwić różnym podmiotom uczestniczenie w rynku, OSD mają oferować uczestnikom rynku wystandaryzowane produkty. Raz na dwa lata OSD mają przedstawiać plany rozwoju sieci uwzględniające m.in. przyłączanie stacji ładowania samochodów elektrycznych, użycie DSR, magazynowania, rozwiązań efektywnych energetycznie i innych alternatywnych rozwiązań w zakresie rozwoju systemu elektroenergetycznego. Magazyny energii i stacje ładowania mogą być rozwijane przez OSD 4 tylko o ile inne podmioty na rynku w drodze otwartej procedury przetargowej nie wyraziły woli ich rozwoju i tylko po spełnieniu innych warunków wskazanych w dyrektywie. W kontekście znaczenia magazynów energii dla stabilizowania sieci można się zastanawiać, czy zakaz ich rozwijania przez OSD nie jest za daleko idący. Rozporządzenie W wielu aspektach zmienione rozporządzenie uszczegóławia generalne zasady wskazane w dyrektywie. Jego celem jest stopniowe wyeliminowanie wszystkich zbędnych interwencji na rynku, które wstrzymywałyby rynkową i efektywną dekarbonizację rynku energii. Należy podkreślić, że nie chodzi tylko o ewentualną likwidację faworyzowania technologii opartych na paliwach kopalnych. Zauważalna jest również chęć wprowadzenia w życie urynkowienia zasad działania wysokosprawnej kogeneracji i OZE zapowiadanego w wypowiedziach wysokich przedstawicieli Komisji czy w wydanych wytycznych 5. Istotne miejsce w Rozporządzeniu zajmuje również znoszenie barier w transgranicznych przepływach energii, identyfikacja problemów w zapewnieniu stabilności systemów, sposób ich eliminacji oraz określenie roli ACER, ENTSO-E, ROC i nowego forum współpracy OSD w Unii na rynku energii. Na każdym uczestniku systemu ciążyć będzie odpowiedzialność za bilansowanie. Państwa członkowskie mogą z niej zwolnić projekty demonstracyjne, OZE lub wysokosprawną kogenerację o mocy do 500 kw lub instalacje korzystające z pomocy publicznej zatwierdzonej przez Komisję, które rozpoczęły działalność przed wejściem w 3 Oraz częściowo przez OSP. 4 A w zakresie magazynów energii również przez OSP. 5 Chociażby w Komunikacie Komisji Wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach

7 życie rozporządzenia. Do 1 stycznia 2025 r. rozliczenie niezbilansowania ma następować w okresach 15 min. Hurtowe ceny obrotu energią nie powinny być obarczone limitami z odstępstwami wskazanymi w rozporządzeniu. W szczególności minimalna cena nie może być niższa niż minus 2000 euro, a gdy zakłada się osiągnięcie tego poziomu w danym dniu, powinna być jeszcze bardziej obniżona. Państwa członkowskie mają złożyć raport z działań zmierzających do eliminacji albo ograniczenia wpływu środków na rynku wpływających na wolne kształtowanie cen w terminie 6 miesięcy od wejścia w życie rozporządzenia. Wydaje się, że za taki środek może być uznana w Polsce cena minimalna na rynku bilansującym. Pierwszeństwo (dispatching) jednostek wytwórczych i DSR ma następować na zasadach rynkowych i przy braku dyskryminacji, z wyjątkiem pierwszeństwa przyznanego OZE, wysokosprawnej kogeneracji o mocy do 500 kw 6 i projektom demonstracyjnym. Od 1 stycznia 2026 roku moc OZE i wysokosprawnej kogeneracji ma spaść do 250 kw 7. Zakaz priorytetowego traktowania OZE i wysokosprawnej kogeneracji nie dotyczy tych instalacji, które zostały oddane do użytkowania przed wejściem w życie rozporządzenia i korzystały z pierwszeństwa wprowadzania do sieci na mocy dyrektyw 2009/28/EC [2] oraz 2012/27/EU [3]. W praktyce oznacza to wyłączenie pierwszeństwa w dostępie do sieci dla nowych instalacji oddanych po wejściu w życie rozporządzenia. Instalacje działające przed jego wejściem w życie utracą pierwszeństwo w wyniku poważnej modernizacji skutkującej koniecznością zawarcia nowej umowy o przyłączenie do sieci. Również ograniczenie i dysponowanie mocą (redispatching) jednostek wytwórczych i DSR ma opierać się na niedyskryminacyjnych, transparentnych i obiektywnych kryteriach. Wybór źródeł lub DSR ma się opierać na warunkach rynkowych spośród ofert na ograniczenie lub redispatching. Nierynkowe działania są dopuszczalne tylko w sytuacji, gdy rynkowe środki nie są dostępne lub zostały już wykorzystane lub gdy liczba instalacji w okolicy jest zbyt mała, aby zapewnić efektywną konkurencję. Z zastrzeżeniem konieczności zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci OSP i OSD mają gwarantować zapewnienie przesyłu energii z OZE i wysokosprawnej generacji z minimalnymi ograniczeniami, chyba że ograniczenie do maksymalnie 5% ich mocy zainstalowanej byłoby bardziej ekonomicznie opłacalne. Downward redispatching lub ograniczenia oparte na nierynkowych zasadach muszą być należycie i transparentnie uzasadnione i mogą dotknąć: (i) instalacje OZE tylko wtedy, gdy nie ma alternatywnego rozwiązania albo gdy alternatywa wiązałaby się z nieproporcjonalnie wysokimi kosztami lub ryzykiem dla systemu; (ii) wysokosprawną kogenerację, gdy (wyłączając OZE) nie ma alternatywnego rozwiązania albo gdy alternatywa wiązałaby się z nieproporcjonalnie wysokimi kosztami lub ryzykiem dla systemu; (iii) własną (selfgenerated) energię z OZE lub wysokosprawnej generacji niewprowadzaną do sieci tylko, gdy 6 Gdyby źródła te osiągnęły 15% całkowitej mocy zainstalowanej w danym państwie, moc spada do 250 kw. 7 Odpowiednio, w przypadku wcześniejszego osiągnięcia 15% całkowitej mocy zainstalowanej w danym państwie 125 kw.

8 żadne inne rozwiązanie nie zapewni bezpieczeństwa pracy sieci. Restrykcje dla takich działań wydają się mniejsze niż obecnie. Przede wszystkim pojawia się w nich element oceny ekonomicznej. Rozporządzenie przewiduje natomiast obowiązek wypłaty odszkodowania dla posiadaczy instalacji wytwórczych lub DSR, których dotknął downward redispatching lub ograniczenia oparte na nierynkowych zasadach. Wydaje się, że w zakresie, w jakim ograniczona jest odpowiedzialność OSP na postawie art. 11e ustawy Prawo energetyczne, rozporządzenie może być sprzeczne z polskimi przepisami w tym zakresie. OSP nie będą mogły ograniczać przepustowości interkonektorów m.in. w celu zarządzania przepływami energii. Od tej zasady przewidziano możliwość ustanowienia ograniczonych czasowo i niedyskryminacyjnych wyjątków o zakresie ograniczonym tylko do tego, co niezbędne, aby zapewnić bezpieczeństwo operacyjne lub aby zwiększyć efektywność ekonomiczną na poziomie Unii. Rozporządzenie nakazuje sporządzenie oceny adekwatności zasobów w systemie elektroenergetycznym na podstawie metodologii, która zostanie przyjęta przez ACER. Ocena będzie przygotowywana raz na rok i będzie brała pod uwagę m.in. obecny i przyszły poziom wytwarzana, magazynowanie energii, DSR oraz możliwości importu i eksportu energii. Na bazie oceny (gdy wykaże ona nieadekwatność zasobów) i dopiero w sytuacji, gdy inne działania nie dadzą spodziewanych rezultatów, państwa członkowskie będą mogły wprowadzić mechanizmy rynku mocy (tzw. capacity mechanisms). Wszystkie takie mechanizmy (poza rezerwą strategiczną 8 ) muszą być otwarte dla instalacji z innych państw członkowskich na takich samych zasadach jak dla krajowych instalacji, jeśli istnieją interkonektory. Mechanizmy rynku mocy muszą być konsultowane z państwami członkowskimi, z którymi istnieją interkonektory, oraz muszą być zgodne z zasadami przyznawania pomocy publicznej. Ponadto mechanizmy nie powinny wywoływać niepotrzebnych zaburzeń na rynku ani ograniczać transgranicznego handlu energią. Wreszcie źródła wytwórcze emitujące więcej niż 550 g CO 2 /kwh, dla których ostateczna decyzja inwestycyjna została podjęta po wejściu w życie rozporządzenia, nie będą mogły uczestniczyć w mechanizmach rynku mocy, a pozostałe takie źródła będą mogły korzystać z mechanizmów nie dłużej niż pięć lat od wejścia w życie rozporządzenia. Należy przy tym zauważyć, że w zakresie oceny istnienia zdolności wytwórczych, określania wielkości rezerw wytwórczych na poziomie regionalnym oraz określania maksymalnego udziału instalacji z innych państw członkowskich w mechanizmach rynku mocy wyposażono ROC w możliwość wydawania OSP wiążących decyzji. OSP może jej nie wykonać tylko w przypadku negatywnego wpływu na bezpieczeństwo systemu. 8 Przez co rozumie się rynek mocy uruchamianych tylko w przypadku trwałego zaburzenia na rynku dnia bieżącego lub następnego po tym, jak OSP wyczerpał wszystkie możliwości zbilansowania podaży i popytu na rynku, a rozliczenie niezbilansowania odbywa się po wartości utraconego poboru energii (maksymalnej ceny energii, jaką odbiorcy są skłonni zapłacić, żeby uniknąć przerw w dostawach energii).

9 Podsumowanie Zaprezentowane dokumenty są dopiero projektem, który będzie podlegać dalszym negocjacjom i zmianom. Jeżeli Polska ma dalej realizować plan zmierzający do zachowania dominacji źródeł opartych na węglu w polskim miksie energetycznym, kształt zaprezentowanych dokumentów jest nie do pogodzenia z polskimi celami. Nowe bloki węglowe zostaną bowiem pozbawione wsparcia w postaci rynku mocy. Wiele w tej materii może zależeć również od metodologii oceny adekwatności zasobów w danym państwie, która dla przykładu może uznać inne rozwiązania za bardziej adekwatne niż rozbudowa mocy wytwórczych w węglu. Natomiast urynkawianie działalności OZE w dyrektywie i rozporządzeniu zdaje się iść w parze z ograniczaniem wsparcia dla istniejących OZE w polskim prawie. Pewne jest, że efektem zaprezentowanych dokumentów ma być kolejna ewolucja w działaniu rynku energii, które opierać się ma w większym stopniu na generacji rozproszonej, zarządzaniu popytem i podażą oraz transgranicznych przepływach energii. Po lekturze analizowanych dokumentów nasuwa się refleksja o konieczności zachowania odpowiedniego balansu między zachowaniem bezpieczeństwa energetycznego a polityką klimatyczną. Ta ostatnia ma odrębne cele do spełnienia i narzędzia do ich osiągnięcia. Polityka energetyczna może jej sprzyjać, ale nie powinna być traktowana jako narzędzie polityki klimatycznej. Celem polityki energetycznej jest bowiem zapewnienie bezpieczeństwa i niezawodności dostaw energii. Wydaje się zatem, że w pewnych aspektach na obecnym poziomie rozwoju technologii cele polityk klimatycznych i energetycznych nie są i nie mogą być zupełnie zbieżne. Wniosek ten wydaje się wypływać bezpośrednio z przepisów Traktatu o Funkcjonowaniu Unii Europejskiej, skoro państwa członkowskie zachowały swobodę wyboru zasobów energetycznych, źródeł energii i kształtu ogólnej struktury zaopatrzenia w energię. Literatura [1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE. [2] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE. [3] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/EU z dnia 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE. [4] [5] Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003.