30 listopada 2016 roku został opublikowany zestaw rozwiązań prawnych, wcześniej roboczo nazywanych „pakietem zimowym, które w końcowym dokumencie uzyskały dumną nazwę „Czysta Energia dla wszystkich Europejczyków” (Clean Energy for All Europeans legislative proposals). Zmiany w polskim systemie elektroenergetycznym w dużym stopniu wpisują się w rozwiązania promowane przez Komisję Europejską, zwłaszcza w zakresie wzmacniania i rozwijania świadomości energetycznej. 

Pakiet przedstawia kierunkowe propozycje legislacyjne (które docelowo po procesie negocjacyjnym otrzymają formę Dyrektyw) obejmujące obszary: bezpieczeństwa energetycznego, funkcjonowania krajowych rynków energii, rozwój odnawialnych źródeł energii, podnoszenie efektywności energetycznej, dalszą integrację rynków energii i wzmacnianie roli konsumenta energii. Niektóre rozwiązania wychodzą naprzeciw polskich postulatów ponieważ zawierają zapisy sprzyjające dalszemu kształtowaniu się unii energetycznej, czy tworzeniu instrumentów mających zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii. Zgodnie z wcześniejszymi zapowiedziami i wcześniej toczonymi negocjacjami, pakiet wpisuje się w realizację celów polityki energetyczno-klimatycznej UE, przyjętych w październiku 2014 przez Radę Europejską stawiających przed Unią ambitny cel redukcji emisji gazów cieplarnianych, emitowanych przez wszystkie sektory gospodarki, do poziomu 40 % w roku 2030. W pakiecie przyjęto więc założenia, że efektywność energetyczna w 2030 r. powinna zostać osiągnięta na poziomie 30 %. Dla Polski istotny jest fakt, iż pomimo postulatów licznych organizacji ekologicznych, a także niektórych krajów, pakiet nie ustanawia wiążących celów dla każdego z krajów członkowskich zostawiając ten poziom do wypracowania na terenie całej Unii. Ustanowiono także minimum miksu energetycznego UE ze źródeł odnawialnych na poziomie 27 %, a w przypadku wytwarzania samej energii celem jest nawet 50 %. Zmiany w polskim systemie elektroenergetycznym w dużym stopniu wpisują się w rozwiązania promowane przez Komisję Europejską, zwłaszcza w zakresie wzmacniania i rozwijania świadomości energetycznej. W Polsce rośnie zainteresowanie klastrami energetycznymi, lokalnymi obszarami bilansowania z wewnętrznymi sieciami dystrybucyjnymi, rozwijaniem efektywności energetycznej i rozwojem energetyki prosumenckiej, zwłaszcza dynamicznie rozwijającej się fotowoltaiki. Według raportu Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej Polska PV z maja 2016 r. nt. rozwoju fotowoltaiki w Polsce, ostanie dwa lata to wręcz skokowy rozwój tej technologii, a zwłaszcza porównując rok 2015 do 2014, gdzie wzrost nastąpił o 850 %. Raport zawiera oprócz danych z lat ubiegłych zawiera prognozę rozwoju na najbliższe lata do roku 2020, którą przedstawia wykres nr 1 poniżej.

Należy zauważyć, że tak wysoki wzrost tej technologii nie byłby możliwy bez odpowiednich systemów wsparcia realizowanych poprzez programy prosumenckie Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej oraz Regionalne Programy Operacyjne. Pomagają także zmiany legislacyjne, m.in. w nowelizacji prawa energetycznego z dnia 20 maja 2016 określono definicję prosumenta i doprecyzowano jego prawa oraz obowiązki przedsiębiorstwa energetycznego względem przyłączania mikroinstalacji, oraz przepisy dotyczące efektywności energetycznej. Wartością dodaną pakietu ma być także stymulacja gospodarki, aby poprzez promocję rozwiązań technologicznych jak OZE powstał nowy sektor , tzw. „mądrych inwestycji finansowych” (smart money), który docelowo ma generować nowe możliwości dla przemysłu i akcjonariuszy.

Z punktu widzenia polskich interesów pozytywnym akcentem jest to, że pakiet przyczyni się do koordynacji działań zmierzających do zapewnienia większego bezpieczeństwa energetycznego państw członkowskich – zwłaszcza w zakresie dostaw gazu. Pakiet obejmuje nowelizacje Rozporządzenia 994/2010 W sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego (tzw. Rozporządzenie SoS) oraz Decyzję 994/2012 W sprawie ustanowienia mechanizmu wymiany informacji w odniesieniu do umów międzyrządowych w dziedzinie energii między państwami członkowskimi a państwami trzecimi (tzw. Decyzja IGA). Ponadto pod wpływem rozwoju LNG zdecydowano dodatkowo aby włączyć do pakietu pierwszą unijną Strategię na rzecz LNG i magazynowania gazu, który staje się coraz bardziej popularnym paliwem w Europie. Stworzenie strategii powinno umożliwić dostęp do tego paliwa krajom członkowskim nie mającym dostępu do morza, co już wcześniej zapowiedział na spotkaniu Maroš Šefčovič, Wiceprzewodniczący Komisji Europejskiej, odpowiedzialny za Unię Energii, oświadczając już w lutym 2016 r. podczas konferencji prasowej dotyczącej założeń pakietu zimowego: „…Nasz pakiet zwiększy odporność Europy na potencjalne zakłócenia w dostawach energii … naszą główną odpowiedzią na wyzwanie związane z bezpieczeństwem dostaw jest dywersyfikacja. Dlatego otwieramy się na nowych dostawców, na gaz LNG i upewniamy się, że nasz rynek gazu jest płynny…”

W proponowanych rozwiązaniach widać zmianę w podejściu do solidarności energetycznej, zwłaszcza że wcześniej ten polski postulat nie znajdował do końca zrozumienia w KE. Odrzucono między innymi propozycję Polski (w postaci dokumentu non-paper "Mapa drogowa na rzecz Unii Energetycznej dla Europy") dotyczącą stworzenia silnej i solidarnej Unii Energetycznej. Kluczowym zapisem była propozycja stworzenia silniejszych więzi w obszarze energetyki na kształt unii bankowej, zwłaszcza częściowe odejście od art. 194 Traktatu Lizbońskiego i art. 192 Traktatu o funkcjonowaniu UE w zakresie wspólnych zakupów gazu (podobnie jak jest z zakupami uranu). Udało się doprowadzić tylko do zmiany zasad dotyczących zawierania przez kraje UE umów z dostawcami energii, tak by Komisja Europejska kontrolowała je jeszcze przed podpisaniem. Pakiet zimowy podtrzymał to rozwiązanie wprowadzając obowiązkową weryfikację umów bilateralnych przez Komisję Europejską ex ante, co pozwala Komisji na wyrażenie swojego stanowiska przed ich zawarciem, a kraj członkowski może być powstrzymany przed popisaniem umowy do czasu ukończenia analizy przez KE oraz zobowiązane do wzięcia pod uwagę opinii KE pod groźbą zablokowania umowy (stand still). Pomimo braku obowiązków wspólnych zakupów stwierdzono za ważne stworzenie mechanizmów dla zakupów grupowych gazu oraz ujednolicenie definicji klientów chronionych z określeniem tzw. „klauzuli solidarności”, która zakłada dzielenie się surowcem w przypadku zakłóceń w dostawach. Ważne są także rozwiązania mające określić wsparcie modernizacji magazynów gazu z uwzględnieniem obiektów LNG, wprowadzenie katalogu stawek preferencyjnych w opłatach za przesył, a nawet możliwością zachowań nierynkowych gdy zajdzie taka konieczność. Ma także zostać zmienione podejście do wykorzystywania rurociągów. KE chce m.in. zagwarantować swobodny dostęp do infrastruktury i przesyłów rewersowych na każdym etapie sytuacji kryzysowej.

Bardziej problematycznym i mniej przyjaznym dla polskiego sektora energetycznego są propozycję w zakresie obszaru wytwarzania energii. Szczególnie problematycznym rozwiązaniem dotyczą ujednolicania mechanizmów wsparcia dla wytwarzania energii dla krajów członkowskich. Polska elektroenergetyka jest oparta na elektrowniach węglowych, dlatego unijne propozycje zmierzające do wprowadzenia od 2022 r. kryterium emisyjności na poziomie 550 gr/kWh w praktyce wyklucza wsparcie nawet dla najnowocześniejszych realizowanych bloków węglowych. bo najniższa emisyjność jest obecnie na poziomie 700 gr/kWh (jak blok 11 w Kozienicach, bloki 5 i 6 w Opolu). Przy obecnym stanie technologii oznacza to, że mechanizm może być wykorzystany jedynie przy wysokosprawnej kogeneracji lub blokach gazowych. Dla Polski oznacza to uciążliwe negocjacje tych zapisów, ponieważ bilans energii w Polsce w najbliższych latach dalej będzie oparty głównie na elektrowniach węglowych, mimo że jego udział według prognoz w 2030 r. zmaleje do 56,2%. Elektrownie konwencjonalne niezbędne są także do bilansowania systemu, a przy najnowszych trendach dotyczących odejścia od mechanizmów merit order do Priority Dispatch, czyli całki tego priorytetu dla OZE i pracy JWCD w formule szczytowej i około szczytowej, czyli de facto głównie usługowej. Przy aktualnych niskich cenach hurtowych energii i dodatkowych kosztach w postaci zakupu praw do emisji, inwestycje zarówno w modernizacje istniejących jednostek, jak i budowa nowych mocy to olbrzymi i główny wysiłek finansowy polskich grup energetycznych. A dopiero od kilku lat nastąpiły większe inwestycje w przesył, dystrybucje. Polskę czeka walka o zmianę lub odsunięcie w czasie wejścia rozwiązań, jednakże należy spodziewać się znacznego oporu bo Unia patrzy niechętnie, preferując wygładzanie szczytów konsumpcji poprzez mechanizmy zarządzania popytem jak DSR i wymianę transgraniczną. Polska aktywnie uczestniczy w pracach KE, zarówno poprzez przedstawicieli ministerstwa energii, jak i Polski Komitet Energii Elektrycznej, który reprezentuje polskie przedsiębiorstwa. Przekazane przez tą organizację stanowisko polskiego sektorazwraca uwagę, że na obecnym etapie kluczowe jest doprecyzowanie unijnych rozwiązań jak przykładowo rozporządzenia EU Governance, które partycypowanie w platformie finansowej krajów członkowskich dla wspierania inwestycji energetycznych. W obecnym kształcie nie jest określone czy platforma finansowa będzie realizować inwestycje zlokalizowane na obszarze kontrybuującego państwa członkowskiego. Podobny dylemat dotyczy udziału określonego poziomu transgranicznych mocy wytwórczych w mechanizmach mocowych, gdy po pierwsze obecny poziom samych połączeń nie jest jeszcze gotowy, a po drugie wspierałby spłatę wcześniejszych inwestycji z innego kraju osłabiając rodzime.

Tu znowu pojawia się problem Europy dwóch prędkości, gdzie starsze kraje członkowskie korzystając z wieloletnich programów wsparcia wybudowały swoje moce, których spłacać mają „młodsze” kraje. Niemiecki rząd nie ukrywał, że chociaż z zadowoleniem przyjął propozycje dotyczące tworzenia regionalnych rynków mocy (systemu elektrowni rezerwowych, w którym producenci otrzymują zapłatę za gotowość do produkcji), to nie jest zachwycony niskim priorytetem udziału OZE w miksie energetycznym. Wynika to z faktu, bardzo wysokiego udziału w niemieckim bilansie energetycznym energii produkowanej przez farmy wiatrowe, czego historycznym dniem był 8 maja br. (niedziela), gdzie poziom produkcji z OZE poziom był na poziomie 94,5 % całego zapotrzebowania. Wysoki udział FW w niemieckim bilansie energetycznym to jednak spory problem dla Polski ze względu na niekontrolowane przepływy kołowe. Już rok temu polski Urząd Regulacji Energetyki prosił o interwencje Europejskie stowarzyszenie ACER, ze względu na zapychanie polskich sieci energią z niemieckich farm wiatrowych, co jest m.in. spowodowane zbyt słabą siecią przesyłową austriacko-niemiecką. Polski Operator, czyli PSE zamiast korzystać z możliwości handlowych w 2016 r. musiał wielokrotnie przepychać ogromne ilości energii do Niemiec ponosząc znaczące koszty redsipachingu. PKEE zgłaszał zastrzeżenia także wobec innych niebezpieczeństw dla polskiego sektora jak wykluczenie biomasy, jako źródła OZE, o ile nie jest wykorzystywana w wysokosprawnej kogeneracji, większej swobody w zakresie krajowego miksu energetycznego, zbyt długiej perspektywie planistycznej, itd. co oznacza, że negocjacje zapisów końcowych mogą trwać długo.  Polska jest otwarta na wdrażanie wielu dodatkowych lub alternatywnych rozwiązań promowanych w Pakiecie jak technologie sterowania popytem Demand Side Response, czy elektrownie wirtualne, ale na dzień dzisiejszy zakładając wzrost polskiego PKB podstawowym polskim priorytetem jest modernizacja i odbudowa mocy konwencjonalnych, bo to one stabilizują cały system. Budowa połączeń transgranicznych jest ważna, ale to proces wieloletni jak można zaobserwować po budowie kabla ze Szwecji, czy ostatnio już pracującego energetycznego mostu z Litwą w ramach MCR czyli Multi Regional Coupling. 

Promowanie polityki klimatycznej i ochrona środowiska naturalnego to kierunek, z którym Polska się zgadza i realizuje od początku transformacji polityczno-gospodarczej kosztem olbrzymich wyrzeczeń zarówno ekonomicznych jak i społecznych. Należy zaznaczyć, że według przeprowadzonej kontroli przez NIK, Polska jako państwo nie tylko całkowicie się wywiązała z podjętych zobowiązań z Protokołu z Kioto w postaci sześcioprocentowej redukcji emisji gazów cieplarnianych w latach 2008-2012 w stosunku do ustalonego dla Polski roku bazowego 1988, ale dodatkowo na wskutek przemian gospodarczych w 2012 r. ograniczyła emisję aż o 28,9 proc. Polska za ten wysiłek nie została wynagrodzona, a wręcz ukarano ją kolejnym obciążeniem w postaci niższego przydziału uprawnień emisji CO2, którą na lata 2008-2012 obniżono Polsce do 208,5 mln ton, pomimo złożonego planu na wolumen 284 648 mln ton, co wynikało z polskiego rozwoju gospodarczego. Pomimo złożonego odwołania od decyzji, został on rozpatrzony negatywnie przez Komisję Europejską. Wydawało się więc, że naturalne zrozumienie dla stopniowej zmiany w polskim systemie energetycznym, który akceptuje kolejne wymogi środowiskowe, jak chociażby Dyrektywa IED dotycząca redukcji emisji przemysłowych, szczególnie restrykcyjną dla technologii węglowych. Efektem wejścia w życie Dyrektywy jest wyłączenie z polskiego systemu elektroenergetycznego do 2023 r. prawie 5 GW. Jednostki wytwórcze, których nie da się dostosować do IED w ramach derogacji naturalnej otrzymały zgodę, aby od wejścia Dyrektywy IED, czyli od 1 stycznia 2016 do 31 grudnia 2023 pracować na poziomie 17500 godzin, czyli mniej więcej po 6 godzin dziennie. Dlatego istotne jest, aby rozwiązania zaproponowane w pakiecie zimowym, przyjmując formę już konkretnych Dyrektyw i Rozporządzeń, były faktycznym tworzeniem solidarnie energetycznej Unii Europejskiej i impulsem rozwoju gospodarczego - ale ze zrozumieniem dla sytuacji gospodarczej i ekonomicznej poszczególnych krajów.

Zobacz także: Rok 2016 r. przypieczętował niemiecko-rosyjski sojusz gazowy

Zobacz także: Księżopolski: KE w sprawie OPAL sprzeciwiła się europejskim wartościom