Rządowy projekt ustawy o rynku mocy Wątpliwości prawne, środowiskowe i ekonomiczne
Warszawa, wrzesień 2017 Autorzy: Wojciech Kukuła, dr Marcin Stoczkiewicz Opracowanie graficzne: Mariusz Koszuta Wydawca: ClientEarth Prawnicy dla Ziemi, Żurawia 45, 00-680 Warszawa Grafika na okładce: Mariusz Koszuta ClientEarth jest nienastawioną na zysk organizacją pozarządową skupiającą prawników zajmujących się ochroną środowiska. Ma biura w Londynie, Brukseli i Warszawie. Łącząc prawo, naukę i politykę publiczną, tworzy strategie i narzędzia, które pomagają mierzyć się z największymi problemami środowiska naturalnego. Działalność ClientEarth nie byłaby możliwa bez hojnego wsparcia innych fundacji, instytucji publicznych oraz osób prywatnych.
1. Wprowadzenie dniu 6 lipca 2017 r. do Sejmu wpłynął rządowy projekt ustawy o rynku mocy (druk nr 1722, dalej jako: Projekt ) 1. Zgodnie z Projektem, celem tej ustawy jest zapewnienie średnioterminowego i długoterminowego bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, w sposób efektywny kosztowo, niedyskryminacyjny i zgodny z zasadami zrównoważonego rozwoju 2. Uzasadnienie do Projektu stwierdza, że potrzeba wydania ustawy wynika z konieczności zapobieżenia niedoborom mocy wytwórczych, a zatem przemodelowania otoczenia regulacyjnego rynku energii elektrycznej w taki sposób, aby stworzyć silne zachęty ekonomiczne do budowy, utrzymywania i modernizacji jednostek wytwórczych oraz do zarządzania zużyciem energii i uelastycznienia popytu u odbiorców 3. Projekt zakłada zatem zasadniczą zmianę modelu rynku energetycznego w Polsce. Mający funkcjonować obok podstawowego rynku energii rynek mocy będzie mieć według Projektu postać scentralizowanego systemu aukcyjnego, w którym mogą uczestniczyć jednostki wytwórcze oraz jednostki redukcji zapotrzebowania na moc (ang. Demand Side Response, DSR), w tym także jednostki zagraniczne 4. Począwszy od października 2020 r., odbiorcy końcowi mają ponosić nie tylko koszty dostarczonej energii elektrycznej, ale także płacić nową opłatę mocową (rodzaj parapodatku 5 ) przeznaczaną na wypłatę wynagrodzenia za realizację obowiązku mocowego przez dostawców, którzy wygrali aukcję mocy 6. Nie ulega wątpliwości, że przewidziane w Projekcie wynagrodzenie za realizację obowiązku mocowego stanowi pomoc państwa (pomoc publiczną) w rozumieniu Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (dalej jako: TFUE ) 7. W związku z tym, wprowadzenie rynku mocy jest uzależnione od pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej, która posiada wyłączną kompetencję w zakresie akceptacji pomocy państwa 8. Wniesiony do Sejmu Projekt stanowi zmienioną wersję projektu ustawy o rynku mocy z dnia 30 listopada 2016 r. 9, poddanego konsultacjom publicznym w grudniu 2016 r. (dalej jako: projekt z listopada 2016 r. ). Projekt z listopada 2016 r. został szczegółowo przeanalizowany, z punktu widzenia zgodności z unijnym prawem o pomocy publicznej, w opracowaniu Fundacji ClientEarth Prawnicy dla Ziemi: Projekt ustawy o rynku mocy a prawo Unii Europejskiej 10. 1 Zob. http://orka.sejm.gov.pl/druki8ka.nsf/0/0da75a28a5c59a9fc1258159004d36fb/%24file/1722.pdf (dostęp 17.07.2017 r.). 2 Zob. Projekt, art. 1 ust. 2. 3 Zob. Uzasadnienie do Projektu, s. 3. 4 Zob. Projekt, dział 2, rozdział 2. 5 W taki sposób opłatę mocową określa Urząd Ochrony Konsumentów i Konkurencji (UOKiK). Zob. https://legislacja.rcl.gov.pl/doc s//2/12292758/12396016/12396019/dokument271450.pdf, s. 1 (dostęp 17.07.2017 r.). 6 Zob. Projekt, art. 96 ust. 1. 7 Dz. U. z 2004 r., nr 90, poz. 864/2, z późn. zm. Wynagrodzenie za realizację obowiązku mocowego spełnia wszystkie przesłanki z art. 107 ust. 1 TFUE. Zob. szerzej w: W. Kukuła, M. Stoczkiewicz, Projekt ustawy o rynku mocy a prawo Unii Europejskiej, Warszawa 2016, ss. 6-7. Opracowanie dostępne pod adresem: https://www.documents.clientearth.org/wp-content/uploads/library/2016-12-16-projekt-ustawy-o-rynku-mocy-a-prawo-unii-europejskiej-ce-pl.pdf (dostęp 17.07.2017 r.). 8 Zob. W. Kukuła, M. Stoczkiewicz, Projekt ustawy o rynku mocy, op. cit., s. 8. 9 Zob. https://legislacja.rcl.gov.pl/docs//2/12292758/12396022/12396023/dokument260368.pdf (dostęp 17.07.2017 r.). 10 W. Kukuła, M. Stoczkiewicz, Projekt ustawy o rynku mocy, op. cit. 3
Pomimo że w międzyczasie projekt ustawy uległ wielu zmianom, wnioski z tamtej analizy za wyjątkiem wady prawnej dotyczącej braku możliwości uczestnictwa w rynku mocy dostawców z zagranicy pozostają aktualne także w stosunku do ostatniego Projektu z dnia 6 lipca 2017 r. Niniejsze opracowanie ma na celu wskazanie najistotniejszych wątpliwości i ryzyk związanych z Projektem. Rynek mocy, poza realizacją swojego głównego celu w postaci zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, będzie powodował doniosłe skutki prawne, środowiskowe oraz ekonomiczne. Wątpliwości w tych obszarach zostały przedstawione kolejno w pkt. 3-5 tego opracowania. 2. Główne wnioski Projekt w dalszym ciągu budzi wątpliwości co do zgodności z obowiązującymi regulacjami unijnymi o pomocy państwa w zakresie: ustanawiania nowego mechanizmu, który umożliwia przyznawanie dotacji szkodliwych dla środowiska; oraz możliwości niezapewnienia uczestnictwa wystarczającej liczby wytwórców do ustalenia konkurencyjnej ceny zdolności wytwórczej w przypadku poszczególnych aukcji głównych, kończących się odrębnie dla nowych lub modernizowanych jednostek. W związku z projektowanymi, nowymi przepisami prawa UE, które zostały zawarte w tzw. pakiecie zimowym 11 i które mają obowiązywać w sposób bezpośredni we wszystkich państwach członkowskich, rynek mocy może wygenerować nowe koszty osierocone. Wykorzystanie rynku mocy do finansowania budowy nowych jednostek węglowych z przeznaczeniem do pracy w podstawie, przy jednoczesnym wykorzystaniu istniejących lub modernizowanych jednostek węglowych do bilansowania pozostałych potrzeb Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), jest najbardziej niekorzystnym wariantem z punktu widzenia emisyjności tego systemu. Z modelowania Ministerstwa Energii wynika, że roczne koszty samego rynku mocy, a w związku z tym także wartości płaconej opłaty mocowej, będą wyższe niż 4 mld zł netto. Koszt pieniężny rynku mocy miałby wynosić od 5,5 do 6,4 mld zł netto rocznie, w zależności od, odpowiednio, zamknięcia aukcji trzema odrębnymi albo jedną ceną zamknięcia 12. Zgodnie z danymi Ministerstwa Energii, koszty rynku mocy będą w pewnym zakresie kompensowane przez obniżenie cen energii elektrycznej. 11 Pakiet projektów nowych aktów prawa energetycznego UE: Czysta energia dla wszystkich Europejczyków, zwany pakietem zimowym. Zob. więcej: https://ec.europa.eu/energy/en/news/commission-proposes-new-rules-consumer-centred-clean-energy- -transition (dostęp 17.07.2017 r.). 12 Zob. Departament Energetyki, Ministerstwo Energii, Analiza techniczno-ekonomiczna związana z planami wprowadzenia rynku mocy w Polsce, maj 2017, s. 8, https://legislacja.rcl.gov.pl/projekt/12292758/katalog/12396049#12396049 (dostęp 26.06.2017 r.). 4
3. Ryzyka prawne Opinia Ministerstwa Spraw Zagranicznych (MSZ) o zgodności Projektu z prawem UE głosi, że Projekt ustawy nie jest sprzeczny z prawem Unii Europejskiej 13. Ponieważ odpowiednia opinia MSZ mogłaby brzmieć np.: Projekt ustawy jest zgodny z prawem Unii Europejskiej 14, należy wnioskować, że również MSZ nie wyklucza niezgodności Projektu z regulacjami unijnymi. Rynek mocy w proponowanym kształcie w dalszym ciągu może nie uzyskać pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej. W ocenie ClientEarth, Projekt należy uznać za niezgodny z rynkiem wewnętrznym UE w zakresie: ustanawiania nowego mechanizmu, który umożliwia przyznawanie dotacji szkodliwych dla środowiska (szerzej w tym zakresie zob. pkt 4 poniżej); oraz potencjalnej możliwości niezapewnienia uczestnictwa wystarczającej liczby wytwórców do ustalenia konkurencyjnej ceny zdolności wytwórczej w przypadku poszczególnych aukcji głównych, kończących się odrębnie dla nowych lub modernizowanych jednostek 15. Ponadto, kluczowe kwestie (w tym zwłaszcza parametry aukcji mocy) nie zostały skonkretyzowane w samym Projekcie, ale mają zostać określone dopiero w aktach wykonawczych do ustawy. Do Projektu dołączono wprawdzie projekty podstawowych rozporządzeń, jednak mają one charakter blankietowy i nie zawierają żadnych konkretnych danych liczbowych 16. W konsekwencji, z jednej strony nie jest możliwe precyzyjne określenie struktury zamawianych mocy, wpływu rynku mocy na środowisko oraz konkretnych kosztów tego mechanizmu, z drugiej zaś strony taki zabieg legislacyjny może utrudnić akceptację Projektu przez Komisję Europejską. Ponadto, krajowy ustawodawca nie może abstrahować od konsekwentnego zaostrzania polityki i prawa klimatyczno-energetycznego UE. W szczególności, pod koniec 2016 r. Komisja Europejska opublikowała pakiet legislacyjny Czysta energia dla wszystkich Europejczyków (tzw. pakiet zimowy), zawierający projekty 8 aktów prawnych Unii z zakresu energetyki. Jednym z nich jest projekt rozporządzenia w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (dalej jako: Projekt rozporządzenia UE ) 17. Projekt rozporządzenia UE zawiera w szczególności postanowienia dotyczące mechanizmów zdolności wytwórczych, takich jak proponowany w Projekcie rynek mocy. Rozporządzenie w przeciwieństwie do dyrektywy jest aktem prawnym Unii, który wiąże w całości i jest bezpośrednio stosowane we wszystkich państwach członkowskich 18. Przepisy rozporządzeń unijnych mają pierwszeństwo stosowania przed krajowymi ustawami. 13 Zob. https://legislacja.rcl.gov.pl/docs//2/12292758/12396049/12396051/dokument296360.pdf (dostęp 17.07.2017 r.). 14 Zob. np. http://orka.sejm.gov.pl/druki8ka.nsf/0/2116a686eed12e05c1257faf003c6219/%24file/476.pdf, s. 62 (dostęp 17.07.2017 r.). 15 Zob. Wytyczne EEAG, pkt 232 lit. c. 16 Zob. http://orka.sejm.gov.pl/druki8ka.nsf/0/0da75a28a5c59a9fc1258159004d36fb/%24file/1722.pdf, s. 133 i nast. (dostęp 17.07.2017 r.). 17 Zob. http://eur-lex.europa.eu/resource.html?uri=cellar:9b9d9035-fa9e-11e6-8a35-01aa75ed71a1.0008.02/doc_1&format=pdf (dostęp 17.07.2017 r.). 18 Zob. TFUE, art. 288 ak. 2. 5
Według Projektu rozporządzenia UE zdolności wytwórcze, w stosunku do których ostateczną decyzję inwestycyjną podjęto po dniu (data wejścia w życie) r., kwalifikują się do udziału w mechanizmach zdolności wytwórczych tylko wówczas, gdy generowane przez nie emisje wynoszą mniej niż 550 g CO 2 /kwh 19, i dalej: zdolności wytwórczych emitujących 550 g CO 2 /kwh lub więcej nie angażuje się w ramach mechanizmów zdolności wytwórczych pięć lat po wejściu niniejszego rozporządzenia w życie 20. Projekt rozporządzenia UE stanowi też, że państwa członkowskie stosujące mechanizmy zdolności wytwórczych w dniu (data wejścia w życie tego rozporządzenia) r. dostosowują swoje mechanizmy w celu spełnienia wymogów ( ) niniejszego rozporządzenia 21. Wniesiony do Sejmu Projekt nie zawiera natomiast żadnej gwarancji prawnej, że rynek mocy nie będzie przyznawał pomocy państwa jednostkom wytwórczym emitującym znacznie więcej niż 550 g CO 2 /kwh, tj. zwłaszcza jednostkom węglowym (szerzej na ten temat zob. pkt 4 poniżej). Projekt ustawy o rynku mocy jest więc niezgodny z projektem unijnego rozporządzenia w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej. W związku z powyższym, rynek mocy stwarza ryzyko powstania nowych kosztów osieroconych, tj. kosztów, które obecne na rynku przedsiębiorstwa energetyczne poniosły przed zmianą prawa, a których nie mogą one odzyskać ze względu na skutki tej zmiany. Należy podkreślić, że odbiorcy energii w Polsce w dalszym ciągu pokrywają koszty osierocone powstałe na skutek konieczności rozwiązania umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (tzw. kontraktów długoterminowych, KDT), które były zawierane w latach 90. ubiegłego wieku. Stawka opłaty przejściowej, która jest przeznaczana na pokrycie tych kosztów dla typowego gospodarstwa domowego, zużywającego powyżej 1200 kwh energii elektrycznej rocznie wynosi obecnie 8 zł brutto miesięcznie 22. Ryzyko powstania kosztów osieroconych w wyniku wprowadzenia proponowanego rynku mocy jest związane nie tylko z uwarunkowaniami prawnymi 23, ale także techniczno-ekonomicznymi. Ten drugi aspekt akcentował w swoich uwagach do projektu z listopada 2016 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE). W ocenie Prezesa URE Regulacje rynku mocy ( ) z góry wykluczają możliwość obniżenia kosztów dostawy energii z wykorzystaniem alternatywnych technologii wytwarzania energii i funkcjonowania KSE. Jest to bowiem forma pozarynkowego usprawiedliwienia nieefektywności kosztowej ww. modelu, pozwalająca sfinansować funkcjonowanie źródeł aktualnie nieefektywnych oraz stwarzająca pretekst do inwestowania w kolejne źródła, które w horyzoncie czasu ich życia również z tego rynku zostaną wyparte 24. 19 Art. 23 ust. 4 Projektu rozporządzenia UE. 20 Ibidem. 21 Ibidem, art. 24. 22 Zob. art. 11a ust. 1 pkt 3 w zw. z ust. 2 ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz. U. z 2017 r., poz. 596). 23 Zob. szerzej w: M. Stoczkiewicz, Ryzyka prawne związane z rynkiem mocy w Polsce, lipiec 2017. Opracowanie dostępne pod adresem: https://www.documents.clientearth.org/wp-content/uploads/library/2017-07-11-ryzyka-prawne-zwiazane-z-rynkiem-mocy- -w-polsce-ce-pl.pdf (dostęp 17.07.2017 r.). 24 Zob. https://legislacja.rcl.gov.pl/docs//2/12292758/12396016/12396019/dokument271451.pdf, s. 14 (dostęp 17.07.2017 r.). 6
4. Wpływ na środowisko W debacie dotyczącej Projektu rozporządzenia UE umyka fakt, że już dzisiaj prawo UE wymaga uwzględniania wymogów ochrony środowiska w regulacjach prawnych z innych dziedzin aniżeli stricte prawo ochrony środowiska. Wymogi ochrony środowiska obejmują także wymogi ochrony klimatu. Obowiązujący art. 11 TFUE stanowi, że przy ustalaniu i realizacji polityk i działań Unii, w szczególności w celu wspierania zrównoważonego rozwoju, muszą być brane pod uwagę wymogi ochrony środowiska. W konsekwencji, ochrona środowiska, w tym klimatu, musi być i w praktyce jest brana pod uwagę w obowiązujących aktach prawnych Unii z zakresu energetyki oraz pomocy państwa. W szczególności, Wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach 2014-2020 (ang. Environmental and Energy Aid Guidelines, dalej jako: Wytyczne EEAG ) 25 wymagają, aby środki na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych, takie jak proponowany w Projekcie rynek mocy, były co do zasady otwarte dla wszystkich technologii, jednakże w granicach podjętych zobowiązań i celów klimatycznych. Wytyczne EEAG stanowią, że pomoc na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych może być sprzeczna z celem dotyczącym stopniowego wycofania dotacji szkodliwych dla środowiska, w tym dotacji na paliwa kopalne 26. Innymi słowy, wymogi środowiskowe stanowią jedyny wyjątek od ogólnej zasady neutralności technologicznej mechanizmu wynagradzania mocy i krajowy prawodawca już dzisiaj jest obowiązany brać te wymogi pod uwagę. Wniesiony do Sejmu Projekt przewiduje teoretycznie możliwość ograniczenia neutralności technologicznej ze względu na wymogi środowiskowe (uwaga ta dotyczy wyłącznie jednostek nowych lub modernizowanych 27 ). Może to nastąpić poprzez odpowiednie określenie tzw. atrybutów, które stanowią jeden z parametrów każdej aukcji głównej. Atrybuty mają być określane w rozporządzeniu Ministra Energii i mogą być różne w przypadku kolejnych aukcji mocy. Jako atrybuty związane bezpośrednio z wpływem rynku mocy na środowisko Projekt wskazuje: wskaźnik jednostkowej emisji dwutlenku węgla albo wielkość zmiany jego jednostkowej emisji; lub wskaźniki jednostkowej emisji tlenków siarki, tlenków azotu oraz pyłów albo wielkości zmian ich jednostkowej emisji 28. 25 Zob. Dz. U. UE C z 2014 r., nr 200, s. 1. Wytyczne te są dostępne pod adresem: http://eur-lex.europa.eu/legal-content/pl/ TXT/?uri=CELEX%3A52014XC0628%2801%29 (dostęp 29.08.2017 r.). 26 Wytyczne EEAG, pkt 220. 27 Zob. Projekt, art. 32 ust. 1 pkt 4. 28 Zob. Projekt, art. 32 ust. 2 pkt 3-4. 7
W projekcie z listopada 2016 r. odpowiednimi atrybutami były: wskaźnik jednostkowej emisji dwutlenku węgla; oraz wskaźnik jednostkowej emisji substancji szkodliwych dla środowiska 29. Zestawienie ze sobą przywołanych przepisów prowadzi do wniosku, że w zakresie uwzględniania wymogów ochrony środowiska (klimatu) w rynku mocy obecny Projekt stanowi krok wstecz w stosunku do projektu z listopada 2016 r. Wynika to z następujących powodów: Zgodnie z obecnym Projektem, atrybutem nie musi być już wskaźnik jednostkowej emisji danej substancji (CO 2, zanieczyszczeń powietrza), ale alternatywnie wielkość zmiany jego jednostkowej emisji (dodana alternatywa wydaje się mieć sens wyłącznie w przypadku modernizowanych jednostek rynku mocy). Na podstawie projektu z listopada 2016 r. Minister Energii był zobligowany do każdorazowego określenia atrybutu dotyczącego jednostkowej emisji dwutlenku węgla oraz substancji szkodliwych dla środowiska, podczas gdy zgodnie z obecnym Projektem poprzez zastosowanie w treści art. 32 ust. 2 Projektu spójnika lub jednostkowa emisyjność nowej lub modernizowanej jednostki wytwórczej w ogóle nie musi stanowić parametru aukcji głównej. W związku z powyższym wystarczające będzie, jeżeli Minister Energii określi w rozporządzeniu wyłącznie jeden z kilku atrybutów wymienionych w art. 32 ust. 2 Projektu (np. atrybut dotyczący jednostkowego poziomu nakładów finansowych 30 ), nie określając pozostałych atrybutów. Ponadto, ponieważ atrybuty mogą być określane odrębnie dla poszczególnych grup technologii 31, istnieje ryzyko, że w odpowiednich załącznikach do rozporządzenia Ministra Energii w sprawie wyznaczenia parametrów aukcji mocy na dany rok dostaw atrybuty dotyczące emisyjności zostaną określone na różnych poziomach albo zostaną wręcz wyznaczone wyłącznie w przypadku niektórych, a nie wszystkich technologii wytwórczych. Innymi słowy, możliwe jest, aby w tabelach stanowiących załączniki do ww. rozporządzenia danymi liczbowymi zostały wypełnione nie wszystkie, lecz tylko niektóre pola 32. Zgodnie z Projektem, atrybuty dotyczące emisyjności nie muszą zatem zostać w ogóle określone w przypadku najbardziej emisyjnych jednostek, tj. elektrowni na węgiel kamienny i brunatny. Co więcej, z Projektu wynika, że przy określaniu parametrów aukcji mocy nie będą brane pod uwagę wymogi ochrony środowiska, gdyż wymogi te nie zostały wskazane w delegacji ustawowej do wydania odpowiedniego rozporządzenia (rozporządzeń) Ministra Energii. 29 Zob. art. 22 ust. 1 pkt 5 lit. c-d projektu z listopada 2016 r. 30 O którym mowa w art. 32 ust. 2 pkt 1 Projektu. 31 Zob. Projekt, art. 32 ust. 1 pkt 4. 32 Zob. Projekt rozporządzenia Ministra Energii w sprawie wyznaczenia parametrów aukcji mocy na rok dostaw z dnia 6 lipca 2017 r., s. 5 i nast. 8
Przy określaniu parametrów aukcji głównej Minister Energii ma mieć na względzie jedynie: politykę energetyczną państwa; adekwatność stosowanych parametrów do potrzeb systemu; zapewnienie bezpieczeństwa systemu; oraz niedyskryminacyjne traktowanie dostawców mocy 33. Nie ma zatem żadnej gwarancji prawnej, że rynek mocy nie będzie przyznawał dotacji szkodliwych dla środowiska, nawet w przypadku nowych jednostek wytwórczych, co należy uznać za istotną wadę Projektu (tak z punktu widzenia środowiskowego, jak i prawnego). Problem jest tym większy, że zgodnie z publicznymi wypowiedziami przedstawicieli Ministerstwa Energii jednym z deklarowanych celów rynku mocy jest wspieranie energetyki węglowej 34. Choć pomoc państwa przyznawana w ramach rynku mocy ma stanowić wynagrodzenie wyłącznie za gotowość do dostarczania lub dostarczanie mocy elektrycznej (wyrażone w MW) i w Projekcie nie przewidziano wynagrodzenia z tytułu sprzedaży tej energii (wyrażonej w MWh), to rynek mocy będzie miał pośredni wpływ na emisyjność KSE. Emisyjność KSE nie zależy oczywiście bezpośrednio od poziomu i struktury mocy zainstalowanych w systemie, tylko od poziomu i struktury mocy faktycznie wytwarzających energię elektryczną 35. Nie ulega jednak wątpliwości, że decyzje inwestycyjne stymulowane przez mechanizm rynku mocy będą w praktyce w istotnym stopniu wpływać na poziom i strukturę mocy przywoływanej do pracy w KSE 36. Z danych Ministerstwa Energii wynika, że w aukcji na pierwszy okres dostaw (2021 r.) miałoby zostać zakontraktowanych 24000 MW mocy 37, tj. około 60 proc. mocy zainstalowanej obecnie w KSE. KSE charakteryzuje się wysokim średnim wskaźnikiem emisji dwutlenku węgla, na poziomie ponad 800 g CO 2 /kwh (uwzględniając już energię wytwarzaną ze źródeł odnawialnych oraz straty sieciowe) 38. To wyższa wartość niż np. średnia emisyjność brytyjskiego systemu elektroenergetycznego w latach 70. XX wieku 39. Nowe, wysokosprawne bloki klasy 1000 MW 40 na węgiel kamienny mają natomiast emitować niewiele poniżej obecnej średniej, tj. około 730 g CO 2 / kwh 41. W przypadku niższego od zakładanego stopnia wykorzystania mocy zainstalowanej, 33 Zob. Projekt, art. 34 ust. 1. 34 Zob. np. http://biznesalert.pl/tchorzewski-rynek-mocy-wesprze-elektrownie-weglowe-stabilne-zrodla-energii/ lub http://www.energetyka24.com/397770,tchorzewski-polska-musi-zbudowac-ponad-20-blokow-energetycznych (dostęp 17.07.2017 r.). 35 Zob. Instytut na rzecz Ekorozwoju, Jakościowa ocena wpływu wprowadzenia rynku mocy na emisyjność krajowego systemu elektroenergetycznego, Warszawa, maj 2017. Opracowanie dostępne pod adresem: http://www.chronmyklimat.pl/biblioteka/ energetyka/ksiazki-raporty/nowa-ustawa-o-rynku-mocy (dostęp 17.07.2017 r.). 36 Ibidem. 37 Zob. Departament Energetyki, Analiza techniczno-ekonomiczna, op. cit., s. 8. 38 Zob. http://www.kobize.pl/uploads/materialy/materialy_do_pobrania/wskazniki_emisyjnosci/160616_wskazniki_co2.pdf, s. 7 (dostęp 17.07.2017 r.). 39 Zob. http://www.mygridgb.co.uk/a-brief-history-of-british-electricity-generation/ (dostęp 17.07.2017 r.). 40 Takie bloki są obecnie budowane w elektrowniach w Jaworznie, Kozienicach i Opolu. 41 Zob. Instytut na rzecz Ekorozwoju, Jakościowa ocena wpływu, op. cit., tab. 2 na s. 14. 9
średnia emisyjność tych bloków w związku ze spadkiem sprawności z około 46 do około 42 proc. może wzrosnąć, nawet do około 820 g CO 2 /kwh 42. Zakładana średnia emisyjność będącego obecnie w budowie bloku o mocy 450 MW na węgiel brunatny 43 ma z kolei wynosić około 960 g CO 2 /kwh 44. W państwach członkowskich UE, w których Komisja Europejska zaakceptowała dotychczas pomoc państwa na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych w postaci rynku mocy, średnioroczna emisyjność systemu elektroenergetycznego była i jest znacznie niższa. Emisyjność ta wynosi obecnie: około 300 g CO 2 /kwh w Wielkiej Brytanii 45 (w chwili akceptacji brytyjskiego mechanizmu przez Komisję Europejską w 2014 r. było to około 500 g CO 2 /kwh 46 ); poniżej 100 g CO 2 /kwh we Francji 47. Znacznie niższą emisyjnością niż KSE charakteryzuje się także system elektroenergetyczny w innym państwie członkowskim UE, które zamierza wprowadzić rynek mocy, tj. we Włoszech. Średnia emisyjność włoskiego systemu elektroenergetycznego wynosi około 350 g CO 2 /kwh 48. Wykorzystanie rynku mocy do finansowania budowy nowych jednostek węglowych z przeznaczeniem do pracy w podstawie, przy jednoczesnym wykorzystaniu istniejących lub modernizowanych jednostek węglowych do bilansowania pozostałych potrzeb KSE, jest najbardziej niekorzystnym wariantem z punktu widzenia emisyjności tego systemu. Z dotyczącej tego zagadnienia analizy Instytutu na rzecz Ekorozwoju wynika, że w takim wariancie średnia emisyjność KSE w perspektywie niemal 20 lat wynosiłaby około 650 g CO 2 /kwh (wobec obecnych 800 g CO 2 / kwh) 49. Taka wartość nawet dzisiaj stanowiłaby jedną z najwyższych średnich emisyjności systemu elektroenergetycznego w Europie. Powyższe uwagi dotyczące wskaźnika jednostkowej emisji dwutlenku węgla można odnieść także do wskaźników emisji pozostałych substancji szkodliwych dla środowiska, tj. tlenków siarki, tlenków azotu oraz pyłów. Z ostatnich danych Europejskiej Agencji Środowiska wynika, że elektrownie węglowe pomimo istotnego postępu technologicznego są najbardziej zanieczyszczającymi instalacjami przemysłowymi w UE 50. 42 Zob. A. Rubczyński, Elastyczność w nowoczesnym systemie energetycznym, Warszawa, 28.03.2017 r., s. 4. Prezentacja dostępna pod adresem: http://forum-energii.eu/files/file_add/file_add-59.pdf (dostęp 17.07.2017 r.). 43 W Elektrowni Turów. 44 Zob. Instytut na rzecz Ekorozwoju, Jakościowa ocena wpływu, op. cit., tab. 2 na s. 14. 45 Zob. I. Staffell, R. Green, R. Gross, T. Green, Drax Electric Insights Quarterly, January to March 2017, s. 6. Dokument dostępny pod adresem: http://electricinsights.co.uk/drax_electric_insights_report_2017_q1.pdf (dostęp 17.07.2017 r.). 46 Ibidem. 47 Zob. RTE, 2015 Annual Electricity Report, s. 20. Dokument dostępny pod adresem: http://www.rte-france.com/sites/default/files/2015_annual_electricity_report.pdf (dostęp 17.07.2017 r.). 48 Zob. https://www.eea.europa.eu/data-and-maps/indicators/overview-of-the-electricity-production-1/assessment (dostęp 17.07.2017 r.). 49 Zob. Instytut na rzecz Ekorozwoju, Jakościowa ocena wpływu, op. cit., zał. 4, s. 25. 50 Zob. szerzej: https://www.eea.europa.eu/highlights/coal-fired-power-plants-remain (dostęp 17.07.2017 r.). 10
Zatem jeżeli chodzi o wymogi ochrony środowiska (klimatu) zgodność proponowanego rynku mocy z celami Wytycznych EEAG jest zależna nie od postanowień samego Projektu ustawy o rynku mocy, ale od treści poszczególnych rozporządzeń Ministra Energii, określających parametry kolejnych aukcji mocy. 5. Koszty rynku mocy Wskazane w Ocenie Skutków Regulacji (OSR) do Projektu koszty pieniężne rynku mocy wynoszą około 4 mld zł netto rocznie 51. W przypadku pierwszego okresu dostaw, tj. 2021 r., skutki finansowe rynku mocy mają wynieść 3970 mln zł, w tym 2220 mln dla przedsiębiorstw z grup taryfowych B i C (tj. głównie mikro-, małych i średnich przedsiębiorstw) oraz 1030 mln zł dla odbiorców w grupie taryfowej G (głównie gospodarstw domowych) 52. Zakładany w OSR wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej dla typowego odbiorcy z grupy taryfowej G wynosi zatem nieco powyżej 80 zł brutto rocznie (uwzględniając należny podatek od towarów i usług, VAT) 53. W stosunku do przedstawionych powyżej danych z OSR należy wskazać na następujące kwestie: Dane liczbowe z OSR do Projektu różnią się od danych z OSR do projektu z listopada 2016 r. 54 Skutki finansowe dla poszczególnych grup odbiorców energii, wskazane w tabeli na s. 12 OSR, nie odpowiadają kosztom samego rynku mocy, ale prognozowanym przepływom pieniężnym jako takim, czyli obejmują one nie tylko wartość płaconej opłaty mocowej (netto), ale także wpływ rynku mocy na ceny energii elektrycznej 55. Zakładany spadek cen energii ma w pewnym zakresie obniżać koszty związane z funkcjonowaniem rynku mocy (zgodnie z danymi Ministerstwa Energii o 1,5 mld zł rocznie 56 ). Z modelowania Ministerstwa Energii wynika, że koszt pieniężny samego rynku mocy miałby wynosić w 2021 r. od 5,5 do 6,4 mld zł, w zależności od, odpowiednio, zamknięcia aukcji trzema odrębnymi albo jedną ceną zamknięcia 57. 51 Zob. OSR, tabela w pkt. 7 na s. 12. Dokument dostępny wraz z Projektem pod adresem: http://orka.sejm.gov.pl/druki8ka.nsf/0/ 0DA75A28A5C59A9FC1258159004D36FB/%24File/1722.pdf (dostęp 17.07.2017 r.). 52 Ibidem w zw. ze s. 14 OSR. 53 Zgodnie z danymi URE za 2016 r., w Polsce jest 15,61 mln odbiorców z grupy taryfowej G, z czego większość (ponad 14,63 mln) to odbiorcy w gospodarstwach domowych. Zob. URE, Sprawozdanie z działalności Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w 2016 r., Warszawa, kwiecień 2017, s. 50. 54 Koszty rynku mocy na podstawie OSR do projektu z listopada 2016 r. zostały przedstawione w opracowaniu: W. Kukuła, M. Stoczkiewicz, Projekt ustawy o rynku mocy, op. cit., ss. 15-17. 55 Zob. OSR do Projektu, s. 14. 56 Zob. Departament Energetyki, Analiza techniczno-ekonomiczna, op. cit., s. 8. 57 Ibidem. 11
W związku z powyższym, wartości opłaty mocowej, w przypadku statystycznego gospodarstwa domowego, mogą być o 40-60 proc. wyższe niż wskazane powyżej 80 zł brutto rocznie. Faktyczne koszty pieniężne rynku mocy mogą różnić się od zakładanych dzisiaj wartości. Suma płaconych dostawcom mocy wynagrodzeń za realizację obowiązku mocowego jest bowiem de facto całkowicie zależna od cen zamknięcia poszczególnych aukcji mocy, z których pierwsze trzy mają odbyć się pod koniec 2018 r. 58 Koszty wynikające z aukcji są w całości przenoszone na odbiorców końcowych. Koszty rynku mocy będą rosły wraz z kolejnymi okresami dostaw. Wynika to w szczególności z faktu, że kontraktowane w kolejnych aukcjach głównych moce z nowych lub modernizowanych jednostek wytwórczych mogą otrzymywać wyższe jednostkowe wynagrodzenie za realizację obowiązku mocowego niż pozostałe jednostki rynku mocy 59. Zgodnie z Projektem cena obowiązku mocowego dla wieloletnich umów mocowych podlega także corocznej waloryzacji wskaźnikiem inflacji 60. 58 Zob. Projekt, art. 29 ust. 2 pkt 1 w zw. z art. 89-90. 59 Zob. szerzej na ten temat w: W. Kukuła, M. Stoczkiewicz, Projekt ustawy o rynku mocy, op. cit., ss. 15-17. 60 Zob. Projekt, art. 59 ust. 4. 12