Polski sektor energetyczny dywersyfikuje miks energetyczny Węgiel kamienny i brunatny PozostałeOZE Węgiel kamienny i brunatny Pozostałe OZE Na przestrzeni r. udział OZE wzrósł z ok 4% do 16% mocy zainstalowanej, w tym samym czasie łączny udział węgla spadł z ok. 83% to 74% mocy zainstalowanej

Wymiana floty wytwórczej redukuje emisje Zastosowanie wysokosprawnych jednostek wytwórczych jest najbardziej efektywnym sposobem obniżania emisji CO2. Węgiel kamienny

Najmniej szkodliwe dla środowiska bloki energetyczne Sprawność wytwarzania wzrasta wraz z zainstalowaną mocą, jednocześnie spadają też wskaźniki emisji pyłu, SO2, NOx oraz CO2 na jednostkę wytworzonej energii.

30% redukcji w sektorze energetycznym = nakłady wysokości ok. 240 mld PLN! CAPEX w scenariuszu redukcji emisji CO2 o 30% do 2030 r. (mld PLN) Konkluzje BAT/BREF spowodują konieczność poniesienia dodatkowych nakładów w wysokości 17 mld PLN do 2021 r.; Konwencjonalne moce wytwórcze poddane są presji finansowej spowodowanej umiarkowanym zapotrzebowaniem i niskimi cenami na hurtowym rynku energii elektrycznej, a także rosnącym udziałem generacji z uprzywilejowanych źródeł OZE. Źródło: Propozycje rozwiązań w zakresie wdrożenia mechanizmów kompensacyjnych dla Polski wynikających z Konkluzji Rady Europejskiej, EY

Rewizja dyrektywy ETS – kluczowe kwestie Gdzie się znajdujemy: 1.Polski sektor energetyczny dywersyfikuje miks energetyczny – na przestrzeni lat udział OZE wzrósł z ok 4% do16%, kiedy łączny udział węgla spadł z ok. 83% to 74% (mocy zainstalowanej). 2.W celu dalszego finansowania niskoemisyjnej transformacji sektor energetyczny powinien najbardziej efektywnie skorzystać z kompensacji zapisanych w art. 10c i 10d projektu dyrektywy ETS. Obecne brzmienie proponowanych przepisów sprawia, że derogacje będą mogły być wykorzystane jedynie w minimalnym stopniu. Gdzie powinniśmy się znaleźć: 1.Zredukowanie emisji CO2 o 30%, zgodnie z szacunkami EY, spowoduje konieczność nakładów wysokości 240 mld PLN do 2030 r.; 2.Tak znaczące inwestycje powinny jednocześnie zostać przeprowadzone przy jak najmniejszym wzroście cen końcowych energii elektrycznej. Z tych powodów:  Derogacje dla sektora energetycznego powinny stanowić realną kompensację a nie kolejny instrument poddany zasadom podobnym do reguł pomocy publicznej;  Fundusz Modernizacyjny powinien być zarządzany przez państwa-beneficjentów.

Projekt dyrektywy ETS niezgodny z konkluzjami RE Derogacje przestają być mechanizmami kompensacyjnymi Rozwiązania proponowane w projekcie dyrektywy ETS: W celu wyboru inwestycji, która będzie finansowana z wykorzystaniem bezpłatnych uprawnień: „zainteresowane państwo członkowskie organizuje konkurencyjną procedurę przetargową”; Państwo członkowskie określa jasne, obiektywne, przejrzyste i niedyskryminujące kryteria wyboru w odniesieniu do rankingu projektów, aby zapewnić wybór projektów, które są dodatkowe, stanowią wyraźną odpowiedź na potrzeby w zakresie wymiany i modernizacji i nie powodują rynkowego wzrostu zapotrzebowania na energię. Negatywny wpływ na ceny energii elektrycznej i modernizację sektora: Procedura przetargowa oraz restrykcyjne wymagania dot. pomocy publicznej pozbawiają darmową alokację jej kompensacyjnego charakteru; Brak objęcia derogacją źródeł konwencjonalnych, kształtujących ceny energii spowoduje brak wpływu na ich poziom. Alokacja darmowych uprawnień dla jednostek konwencjonalnych jest kluczowa dla powstrzymania wzrostu cen energii elektrycznej; Efekt zachęty: w świetle obecnej definicji darmowa alokacja uprawnień może zostać przyznana jedynie na rzecz tych operatorów, którzy nie wykonaliby inwestycji, gdyby nie derogacje. Znacząco ograniczy to zakres realizowanych inwestycji. W przypadku zwiększenia darmowego przydziału dla przemysłu energochłonnego po 2020 r. Komisja Europejska może dążyć do zmniejszenia puli dla energetyki, aby zmieścić się w całkowitej puli minimalnej uprawnień do sprzedania na aukcji.

Projekt rewizji dyrektywy ETS niezgodny z konkluzjami RE: Fundusz Modernizacyjny Rozwiązania proponowane w projekcie dyrektywy ETS: „Funduszem zarządza rada inwestycyjna i komitet zarządzający, które składają się z przedstawicieli państw członkowskich będących beneficjentami, Komisji, EBI i trzech przedstawicieli wybieranych przez pozostałe państwa członkowskie […]. Rada inwestycyjna jest odpowiedzialna za ustalenie polityki inwestycyjnej na szczeblu Unii, odpowiednich instrumentów finansowania i kryteriów wyboru inwestycji”. „Rada inwestycyjna wybiera przedstawiciela Komisji jako przewodniczącego. Decyzje komitetu zarządzającego podejmowane są zwykłą większością głosów. Jeżeli EBI zaleca, aby nie finansowano inwestycji decyzja może zostać przyjęta jedynie większością dwóch trzecich głosów wszystkich członków za jej przyjęciem.” Negatywny wpływ na ceny energii elektrycznej i modernizację sektora: Wpływ KE oraz EBI na decyzje o dofinansowaniu projektów: KE i EBI dominują nad państwami-beneficjentami. Biorąc pod uwagę, że przedstawiciel KE będzie pełnić funkcję przewodniczącego Rady Inwestycyjnej i uwzględniając ryzyko weta ze strony przedstawiciela EBI –ze środków FM przypuszczalnie finansowane będą OZE i sieci. Inwestycje w technologie węglowe oraz energetykę jądrową mogą zostać zablokowane.

Fundusz Modernizacyjny – proces decyzyjny Proponowana metoda podejmowania decyzji nie zapewnia przejrzystości i czytelnych zasad: Dlaczego przedstawiciel państwa „A” ma decydować w głosowaniu nt. inwestycji w państwie „B” - dotyczy to zarówno państw beneficjentów jak i nie-beneficjentów? Inwestycje muszą wspierać realizację celu dyrektywy ETS tj. redukcji emisji CO2, ponadto powinny uwzględniać również cele Unii Energetycznej, w tym bezpieczeństwo energetyczne. Europejski Bank Inwestycyjny oraz Komisja Europejska: Środki FM mają charakter unijny, KE powinna pełnić rolę koordynatora; Rola EBI powinna być określona jako „wsparcie techniczne” - nie jako podmiot decyzyjny, standardy EBI nie przeszły żadnej ścieżki akceptacji politycznej i legislacyjnej. EBI nie partycypuje finansowo w budżecie FM. Reprezentanci 3 państw nie-beneficjentów: Istnieje ryzyko, że będą faworyzować inwestycje bliskie wizji polityki energetycznej prowadzonej przez swoje rządy; Mogą faworyzować inwestycje, w których będą zaangażowane podmioty (przedsiębiorstwa, technologie) z ich państw.

Projekt dyrektywy ETS – konieczne zmiany Propozycje zmian w dyrektywie ETS (zgodne ze stanowiskiem EURELECTRIC) Derogacje: potrzebna jest ewolucja, a nie rewolucja: Na potrzeby alokacji uprawnień, powrót do możliwości wykorzystania Krajowych Planów Inwestycyjnych (KPI), zamiast przetargów. Zmiana restrykcyjnej definicji efektu zachęty >> Efekt zachęty powinien być rozumiany jako inwestycje podjęte po Wniosek: Wskazane jest utrzymanie obecnej struktury oraz otwarcie KPI na nieograniczone inwestycje w OZE. Fundusz Modernizacyjny: Suwerenność wyboru krajowego miksu energetycznego: Państwa-beneficjenci powinny odgrywać decydującą rolę w wyborze projektów finansowanych przez FM; Wytyczne dot. pomocy publicznej są wystarczająca gwarancją tego, że inwestycje będą zgodne z priorytetami polityki klimatycznej UE; EBI powinien pełnić raczej techniczną i konsultacyjną rolę a KE rolę koordynatora FM; KE oraz pozostałe państwa członkowskie, inne niż beneficjenci FM, nie powinny odgrywać istotnej roli w procesie decyzyjnym, który powinien odpowiadać konkluzjom Rady Europejskiej ( ).