Kluczowe kwestie/obszary zainteresowań w formularzu konsultacyjnym RED II
2016-01-26
1. General approach: The existing policy framework does not address uncertainties with regard to national policies, governance and regional cooperation to ensure a timely and cost effective target achievement for the period after 2020.
Kształt systemu zarządzania, który ma umożliwić KE monitoring i porównywanie postępów w osiągnięciu celów OZE na poziomie krajowym i ostatecznie unijnym.
1) Co powinno być zawarte w krajowych planach do 2030?
a) Priorytety i prognozy długoterminowe rozwoju OZE?
b) Trajektorie dla konkretnych źródeł/technologii?
c) Analizy ilościowe?
d) Trajektorie popytu na energię, w tym mocy zainstalowanej i wytworzonej energii?
e) Środki na rzecz zwiększenia elastyczności systemu?
f) Proszę o propozycje systemu zarządzania na poziomie krajowym i unijnym.
g) Inne propozycje?
Rewizja planów rozwoju energetyki odnawialnej na 2030 rok powinna być dokonana z zachowaniem fundamentalnych, traktatowych zasad prawa europejskiego pomocniczości oraz solidarności, z poszanowaniem prawa poszczególnych państw członkowskich do określania warunków wykorzystania potencjału zasobów energetycznych oraz zabezpieczenia dostaw energii. Przyszłe rozwiązania prawne powinny odznaczać się daleko idącą elastycznością oraz szerokim katalogiem dopuszczalnych do zastosowania przez państwa członkowskie środków. Rozwój OZE nie powinien negatywnie wpływać na konkurencyjność i rozwój przemysłu w krajach członkowskich.
Plany rozwoju odnawialnych źródeł energii (OZE) powinny być integralną częścią Polityki Energetycznej Polski do 2050 roku, uwzględniając specyfikę i plany rozwoju całej krajowej energetyki, zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii oraz zobowiązania Polski w zakresie realizacji celów polityki UE. Kraje członkowskie w ramach polityki energetycznej UE powinny zachować prawo do kreowania najbardziej efektywnego i ekonomicznego rozwoju własnej energetyki, w oparciu o paliwa kopalne oraz odnawialne źródła energii. Krajowe plany rozwoju powinny uwzględniać różne długoterminowe scenariusze rozwoju sytuacji gospodarczej w kraju i na świecie, ich wpływ na zmiany zapotrzebowania na energię, surowce energetyczne oraz ceny paliw kopalnych.
Każda z technologii OZE powinna podlegać ocenie w długoterminowej perspektywie pod kątem rozwoju technologicznego (sprawności wytwarzania, kosztów budowy i eksploatacji), potencjału rozwoju, kosztów wytwarzania energii. Analizy rozwoju poszczególnych technologii OZE powinny zawierać ocenę wpływu na rozwój gospodarczy kraju oraz wpływ na środowisko. Trajektorie rozwoju poszczególnych technologii OZE zawierające prognozy mocy zainstalowanej oraz produkcji energii powinny być efektem najbardziej ekonomicznego z punktu widzenia rozwoju gospodarczego kraju miksu paliwowego.
Biorąc pod uwagę nieprzewidywalność i ryzyka związane z długoterminowym prognozowaniem rozwoju rynku energii oraz technologii OZE, kraje członkowskie powinny mieć możliwość elastycznego reagowania i dostosowania planów rozwoju energetyki do zmian otoczenia rynkowego.
Rozwój energetyki, w tym odnawialnych źródeł energii, powinien podlegać corocznemu monitorowaniu na szczeblu krajowym, aby umożliwić szybką ocenę i uniknięcie ewentualnych ryzyk i zagrożeń, które mogą się pojawić w sektorze energetyki. Rozwój niestabilnych źródeł OZE wypiera energetykę konwencjonalną co stwarza coraz więcej problemów z zapewnieniem bezpieczeństwa dostaw energii. Kwestie bezpieczeństwa energetycznego, niezależnie od celów polityki energetycznej i klimatycznej UE, powinny pozostać w gestii krajów członkowskich.
Zdaniem, niektórych firm członkowskich Konfederacji, w krajowych planach dotyczących oze do 2030 roku niezbędne jest uwzględnienie budowy systemu rozproszonych magazynów energii elektrycznej (magazyny przy źródłach oze zbierające nadwyżki energii elektrycznej). Magazyny powinny mieć możliwość zdalnego sterowania (tryb ładowania z oze, ładowania z sieci, tryb oddawania energii do sieci - szczególnie przydatne, gdy zapotrzebowanie na energię elektryczną z sieci jest najwyższe, np. podczas tzw. „peaków"). Opcjonalnie, magazyn mógłby stanowić źródło zasilania awaryjnego dla użytkownika w przypadku blackout'u.
Źródła OZE powinny być wpięte w obwody napięcia DC magazynu. Dzięki takiemu rozwiązaniu, w przypadku blackout'u, źródła oze nadal produkują energię elektryczną (obecnie, w przypadku instalacji oze typu on-grid, w razie braku zasilania z sieci, a przez to braku sygnału synchronizującego dla inwerterów, źródła oze nie działają w ogóle).
Zastosowanie systemu rozproszonych magazynów energii elektrycznej oraz narzędzi finansowych wspierających aktywne korzystanie i sterowanie przez prosumentów będą bardzo przydatne podczas zwiększonego zapotrzebowania na energię elektryczną. W przypadku wprowadzenia taryf dynamicznych, prosument posiadający sterowany magazyn energii elektrycznej będzie mógł zarządzać swoją konsumpcją energii. Również mechanizmy zachęcające prosumentów do oddawania energii do sieci podczas „peaków" mogłyby znaleźć zastosowanie. Przykładem może być tegoroczna fala upałów i susza, przez które wystąpiła konieczność ograniczenia dostaw energii elektrycznej dla przedsiębiorstw. Gdyby w Polsce działał dobrze rozwinięty system rozproszonych magazynów energii, prosumenci mogliby wesprzeć sieć energią ze swoich źródeł oze i z magazynów, a konieczność ograniczenia dostaw energii byłaby znacznie mniejsza.
System zarządzania powinien być systemem informatycznym z obligatoryjną częścią smart meteringową. Każde źródło oze powinno być wyposażone w certyfikowany licznik produkcji energii (licznik na źródle), a przyłącze, do którego przyłączone jest źródło w licznik graniczny dwukierunkowy. Liczniki powinny mieć możliwość zdalnego odczytu danych pomiarowych. Dane te powinny być udostępniane zarówno podmiotom państwowym (np. URE, lokalni OSD), jak samym prosumentom, aby mieli oni dostęp do swojego profilu prosumpcji (produkcji i konsumpcji energii). System smart meteringowy powinien cyklicznie odpytywać liczniki o dane i zapisywać je w bazie danych. Na podstawie zebranych danych możliwe jest nie tylko zarządzanie informacjami dostępnymi z liczników, ale również ich szczegółowa analiza i algorytmizacja oraz dynamiczne reagowanie na anomalie i awarie w sieciach OSD.
2) Regionalne podejście do systemów wsparcia OZE - jak daleko idące?
a) Obowiązkowe konsultacje? Jaki zasięg systemów wsparcia?
b) Unijny / regionalny / krajowy otwarty na współpracę regionalną / ściśle krajowy?
c) Czy i pod jakimi warunkami możliwa jest zgoda na unijne/regionalne wsparcie dla OZE?
d) Uzupełniające środki wsparcia UE, np. unijne aukcje na moce OZE / fundusze na OZE i R&D / środki regulacyjne?
e) Inne propozycje?
Rozwój transgranicznych połączeń elektroenergetycznych oraz idący za nim rozwój wspólnego rynku energii wymaga ustanowienia uczciwych zasad konkurencji w całej UE. W chwili obecnej w UE istnieją różnorodne podejścia do wsparcia OZE, a z nich wynikają różnice w konkurencyjności produkcji zielonej energii. Z tego punktu widzenia wydaje się, że krajowe systemy wsparcia dla OZE powinny być stopniowo ujednolicane w całej UE, jednakże z zachowaniem proporcji udzielanej pomocy do poziomu zaawansowania istniejącej infrastruktury OZE każdego z Krajów Członkowskich. Nie uwzględnienie różnic spowodowanych istniejącymi krajowymi mechanizmami pomocy doprowadziłoby do niebezpiecznych zakłóceń na rynku w momencie jego harmonizacji w UE. Oznacza to, że bez względu na konieczność wypracowania w przyszłości wspólnej strategii wsparcia OZE, istnieje potrzeba, by wyrównać różnice w pomocy OZE na poziomie krajowym i regionalnym.
Jakkolwiek systemy wsparcia OZE, jak również ramy regulacyjne powinny być ujednolicone na poziomie UE w celu zapewnienia przejrzystości i stabilności w środowisku inwestorów, to jednak poziom wsparcia powinien być ustanowiony w gestii państw członkowskich. Realizacja celu OZE w UE powinna przede wszystkim polegać na wkładzie poszczególnych państw członkowskich i być uzupełniana przez środki UE. Większa zbieżność i koordynacja polityki dotyczącej całego sektora energetyki ułatwi bardziej efektywną pod względem kosztów transformację energetyki. Różnorodność uwarunkowań poszczególnych państw członkowskich nie daje możliwości natychmiastowego otwarcia w pełni krajowych systemów wsparcia, dlatego preferowanym sposobem uzyskania celu 2030 powinny być częściowo otwarte systemy wsparcia lub dobrowolne koordynowane regionalnie kształtowanie polityki rozwoju OZE.
Jeśli chodzi o przeszkody dla szerokich/regionalnych programów wsparcia UE jednym z oczywistych powodów są różne cele określone w krajowych politykach gospodarczych i rozwojowych. Wynikają one z odpowiedzialności państw członkowskich za mix energetyczny, bezpieczeństwo dostaw i politykę klimatyczną.
Rolą zharmonizowanego podejścia na poziomie UE powinno być ograniczenie powyższych rozbieżności, uzupełnione poprzez promowanie środków/projektów UE. Realizacja powinna przyjąć formę krajowo/regionalnych otwartych przetargów na dodatkowe moce OZE, z udziałem projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania itd.
Zakres tych przetargów powinien być ograniczony do roli uzupełniającej w celu uniknięcia nadmiernego lub z drugiej strony niewystarczającego wsparcia, a tym samym zakłócenia konkurencji na rynku. Takie projekty powinny być finansowane przez UE, w miarę możliwości, za pomocą funduszy UE. Jednak wskazane jest, aby korzystać z innowacyjnego finansowania, a nie przyznawania dotacji. Cel OZE obejmuje zużycie energii w transporcie, wytwarzaniu energii elektrycznej, sektorze ciepłownictwa i chłodzenia, jednakże wsparcie dla OZE finansowane jest głównie z opłat nałożonych na odbiorców końcowych energii elektrycznej. Ta znacząca nieefektywność obecnego mechanizmu powinna być rozwiązana.
3) Transfery statystyczne pomiędzy państwami członkowskimi - regulacje obowiązujące - czy to dobre rozwiązanie?
a) Czy powinny zostać zachowane?
b) Jak je zmienić / ulepszyć?
c) Inne propozycje?
Zgodnie z przyjętymi decyzjami UE, kraje członkowskie nie będą miały wyznaczonych wiążących celów w zakresie produkcji energii odnawialnej. W takim przypadku utrzymanie mechanizmu transferu statystycznego w perspektywie 2021 - 2030 jest zbędne.
4) Nowa struktura rynku energii:
a) Jak powinna wyglądać współpraca regionalna, system zarządzania?
b) Jak powinien zostać ukształtowany system zarządzania: organy Unii Energetycznej - Państwa Członkowskie?
c) Inne propozycje?
Rozwój gospodarczy wymaga podjęcia działań w zakresie zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego i dostosowania rynku energii do zmieniającej się struktury wytwarzania i miksu paliwowego. Coraz większy udział niestabilnych źródeł OZE generuje potrzebę utrzymywania jednostek regulacyjnych dla utrzymania bezpiecznego bilansu popytu i podaży. Jednostki regulacyjne będą powstawać tylko w warunkach ekonomicznie uzasadnionych, co wymaga uzupełnienia dotychczasowego rynku energii o rynek usług regulacyjnych. Ponadto bardzo ważne jest stworzenie warunków ekonomicznych do nieuniknionej wymiany zdolności wytwórczych wynikającej z nowych wymagań środowiskowych i realizacji polityki klimatycznej. Obecne ceny energii elektrycznej nie zachęcają wytwórców do budowy nowych mocy w oparciu o stabilne nośniki energii.
Dzisiejszy rynek energii elektrycznej we wszystkich krajach UE znacząco różni się od tego sprzed lat. Rośnie udział produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii, których produkcja uwarunkowana od zmiennych warunków meteorologicznych oraz dostępności energii pierwotnej zasobów odnawialnych ma wpływ na pracę systemów elektroenergetycznych. Obecne trendy cenowe na rynkach energii elektrycznej nie generują sygnałów inwestycyjnych dla budowy jednostek wytwórczych, które zapewnią wystarczalność w systemach elektroenergetycznych. Wdrożony i rozwijany przez wiele lat model miedzianej płyty nie podąża za rozwojem, charakterem pracy źródeł wytwórczych oraz rozwojem energetyki odnawialnej, która wspierana jest dyrektywą unijną. Jednocześnie kraje członkowskie na własną rękę chcą wprowadzić mechanizmy rynku mocy, które nie są spójne z ideą wspólnego europejskiego rynku energii. Biorąc pod uwagę te uwarunkowania Komisja Europejska rozpoczęła proces konsultacji i ankietyzacji oczekiwań uczestników rynku energii w zakresie jego modyfikacji i unifikacji.
Według zaproponowanego modelu docelowy rynek energii elektrycznej dla Rynku Dnia Następnego w Europie zakłada, że ceny dla każdego obszaru rynkowego mają być wyznaczane w sposób skoordynowany w ramach europejskiego mechanizmu market coupling. Alokacja zdolności przesyłowych ma być realizowana na podstawie różnicy cen pomiędzy poszczególnymi obszarami rynkowymi. Jest to model aukcji typu implicit, tj. aukcji łączących obrót prawami przesyłowymi i energią elektryczną. Uczestnicy rynku nie dokonują rezerwacji zdolności przesyłowych na potrzeby realizacji swoich transakcji, a jedynie dokonują transakcji zakupu/sprzedaży energii na rynku, do którego są geograficznie przypisani. Alokacja zdolności przesyłowych odbywa się w trakcie dokonywania obrotu energią, w sposób maksymalizujący łączną nadwyżkę rynkową (ang. market surplus).
Mechanizm Rynku Dnia Następnego będzie uzupełniony o Rynek Dnia Bieżącego, działający na zasadzie rynku ciągłego i transgraniczny rynek bilansujący oraz rynek praw długoterminowych.
W europejskim rynku energii elektrycznej kluczowym elementem będzie segment Rynku Dnia Następnego, a ceny wyznaczane na połączonym rynku giełdowym będą punktem odniesienia dla cen energii w kontraktach długoterminowych. Ważną cechą mechanizmu market coupling jest optymalizacja wykorzystania zdolności transgranicznych, tzn. połączenia transgraniczne będą automatycznie wykorzystywane, gdy jest to uzasadnione różnicą w cenach energii na Rynku Dnia Następnego.
W modelu MC (Market Coupling) cena energii jest wyznaczana w tym samym momencie dla wszystkich krajów, a nabywanie energii i zdolności przesyłowych podczas jednej transakcji ma optymalizować poziom wymiany transgranicznej. Rezultatem tego jest stopniowe wyrównywanie cen energii w Europie. Wspomniany efekt optymalizacyjny ma tu szczególne znaczenie. Dziś takim niedoskonałym optymalizatorem są przedsiębiorstwa obrotu wykorzystujące możliwości arbitrażu cenowego pomiędzy krajowymi rynkami energii. Jest to optymalizacja na poziomie poszczególnego przedsiębiorstwa, w dodatku realizowana poprzez udział w osobnych rynkach tj. rynku energii i rynku zdolności przesyłowych.
Połączenie mechanizmów FBA (tzw. Flow-Based Allocation ) i market coupling umożliwi koordynację wymiany transgranicznej w Europie.
2. Empowering consumers: A lack of consumer empowerment and incomplete information on renewable energy solutions can hinder cost-optimal deployment of renewable energy at city and community level.
1) Co stanowi największą barierę dla prosumentów?:
a) Brak możliwości sprzedaży nadwyżek wytwarzanej energii?
b) Procedury administracyjne?
c) Struktura taryfowa?
d) Czy należy wprowadzić środki na poziomie UE, aby przeciwdziałać powyższym barierom?
e) Czy i jak wesprzeć rozwój OZE na poziomie lokalnym, np. gmin i inicjatyw spółdzielczych?
f) Czy i jak należy zreformować system Gwarancji Pochodzenia?
g) Inne propozycje?
Podstawową barierą dla prosumentów w Polsce jest cena instalacji oze (a w związku z tym jej opłacalność). W Polsce zarabia się średnio 865 EUR brutto miesięcznie, przy czym należy dodać, że od tej kwoty konieczne jest odprowadzenie różnego rodzaju składek i podatków wynoszących ok. 28%. Polska pod względem średniego wynagrodzenia brutto plasuje się na 21 miejscu wśród krajów unijnych. Ceny instalacji oze są porównywalne zarówno w Polsce jak i pozostałych krajach UE. Bez odpowiednich systemów wsparcia finansowego (zarówno na etapie inwestycji, jak i na etapie operacyjnym), w Polsce rynek ten rozwijał się będzie powoli. Wsparcie finansowe dla prosumentów pozwoliłoby również na inwestycje w bardziej zaawansowane technologie, takie jak w pełni sterowane magazyny energii elektrycznej.
Kolejną barierą są istniejące ramy prawne. Główną intencją użytkowników indywidualnych jest uzyskanie częściowej niezależności od scentralizowanego systemu zaopatrzenia w energię przy jednoczesnym pozostaniu w systemie ze względu na ich potrzebę bezpieczeństwa dostaw.
Powoduje to konieczność funkcjonowania dwóch równoległych, połączonych ze sobą systemów, co oczywiście wiąże się ze zwiększaniem kosztów systemowych, które muszą być pokryte. Nowe przepisy muszą określić rzeczywistą cenę za bezpieczeństwo dostaw energii (w tym koszty związane z funkcjonowaniem sieci dystrybucyjnych), a ta cena musi być sprawiedliwie rozdzielona pomiędzy wszystkich uczestników rynku.
Ponadto powodem braku większej popularności OZE w gminach jest brak strategicznego przywództwa państwa odzwierciedlająca się w rozwarstwieniu polityki rozwoju regionalnego i wsparcia.
Zgodnie z wymogami KE, kraje członkowskie Unii Europejskiej muszą wdrożyć system, w którym produkcja energii elektrycznej w oparciu o odnawialne źródła energii będzie weryfikowana za pomocą tzw. systemu gwarancyjnego. By dostosować się do tych wymogów, polski ustawodawca wprowadził do systemu prawnego nowy system gwarancji pochodzenia energii elektrycznej. Dyrektywa zobowiązuje Kraje Członkowskie do tego, by wytwórcy energii mieli możliwość pozyskiwania Gwarancji Pochodzenia dla energii wytworzonej z tych źródeł. Kraje Członkowskie mogą również oferować Gwarancje dla ciepłownictwa i chłodnictwa. W Polsce system ten jest nieefektywny, został on wprowadzony wyłącznie od strony formalno-prawnej, w praktyce nie dochodzi do zawierania transakcji. Zbyt późne wydawanie gwarancji pochodzenia przez URE powoduje, że Wytwórca nie jest w stanie ich sprzedać, ponieważ gwarancje te tracą ważność z końcem następnego roku po którym zostały wydane. W przypadku wydawania gwarancji pod koniec grudnia każdego roku ich sprzedaż okazuje się niemożliwa.
3. Decarbonising the heating and cooling sector: In the heating and cooling sector, which represents almost half of the EU energy consumption, the current regulatory environment in combination with a lack of information does not incentivise cost-optimal deployment of renewables in heating, cooling and hot water use. The sector remains dominated by fossil fuels and therefore dependent on imports.
1) Pomysły na wykorzystanie szczególnego potencjału CO w naszym regionie i krajach nordyckich:
a) nałożenie obowiązkowego udziału ogrzewania energią z OZE na wytwórców?
b) Obowiązek przejścia na OZE w ogrzewaniu / klimatyzacji / ogrzewaniu wody w budynkach po remontach budynków / instalacji?
c) Jak powiązać powyższe cele z efektywnością energetyczną?
d) Standardy budynków?
e) Inne propozycje?
Polska posiada bardzo duży potencjał systemów ciepłowniczych. Większość średniej i malej wielkości systemów nie spełnia wymogu efektywnego systemu ciepłowniczego, co zgodnie z regulacjami w zakresie pomocy publicznej stwarza barierę w uzyskaniu dofinasowania ze środków UE w celu rozwoju tych systemów. Zastosowanie kogeneracji w oparciu o biomasę i biogaz stwarza szansę na przekształcenie systemów ciepłowniczych w Polsce na efektywne systemy ciepłownicze (zgodnie z definicją Dyrektywy o efektywności energetycznej). Dla budynków budowanych w zasięgu efektywnej sieci ciepłowniczej powinien istnieć obowiązek podłączania do sieci. W przypadku budynków znajdujących się poza obszarem sieci ciepłowniczej można stosować wymagania w zakresie udziału energii odnawialnej w konsumpcji ciepła w powiązaniu z efektywnością energetyczną i standardami budynków.
Jednocześnie zdajemy sobie sprawę, że każdy „nakaz" jest źle odbierany przez społeczeństwo. Do stosowania oze warto po prostu zachęcać, przedstawiać korzyści płynące z instalacji takich systemów, nie powinno się tego nakazywać. Warto również przeprowadzić badania na szeroką skalę dotyczące potencjalnych korzyści, jak również obaw i ograniczeń widzianych przez społeczeństwo. Dzięki takiemu podejściu możliwe będzie zorganizowanie kampanii informacyjnej dotyczącej oze, która pokazywać będzie korzyści i rozwiewać obawy potencjalnych prosumentów.
Do tej pory, głównym celem systemów wsparcia dla OZE było wspieranie produkcji energii elektrycznej. Obecnie wraz z gwałtownym spadkiem cen hurtowych energii elektrycznej oraz wysoki udział ciepła w całkowitym zużyciu energii, głównym celem systemów wsparcia dla OZE powinien być sektor ciepłownictwa i chłodnictwa.
Głównymi barierami dekarbonizacji w sektorze wytwarzania ciepła, chłodzenia i dostaw ciepła w UE są stosunkowo wysokie koszty w przypadku przejścia z węgla na OZE oraz wysokie ceny dostaw gazu. Przedstawione propozycje zawierają wyłącznie narzędzia regulacyjne, bez dedykowanych narzędzi rynkowych lub dedykowanego systemu wsparcia dla produkcji ciepła z odnawialnych źródeł energii.
Uważamy, że KE powinna również zająć się przygotowaniem tych narzędzi. Uważamy, że korzystnym rozwiązaniem byłoby wdrożenie mechanizmów wspierających inwestycje w rozproszone odnawialne źródła energii, w tym ciepła, (które nie mogą zostać podłączone do klasycznych sieci ciepłowniczych). Wsparcie takich inwestycji powinno być warunkowane zastosowaniem nowych, wysokosprawnych i niskoemisyjnych technologii.
4. Adapting the market design and removing barriers: The current regulatory environment does not properly reflect externalities of energy production in market prices, including environmental, social, innovation and economic externalities. Together with persistent and distortive fossil fuel subsidies, this is one of the reasons leading to high capital costs that hinder cost-optimal renewable energy deployment. In addition, a lack of market integration, infrastructures (storage, interconnections) and smart solutions, including demand-response, also hinder cost-optimal deployment of renewable energy. Finally, complex administrative procedures for renewable energy deployment at national and local level have not yet been eliminated. This covers, inter alia, permitting and grid connection procedures.
1) Kwestie uzupełniające dla konsultacji dot. nowej struktury rynku energii specyficznie pod kątem OZE, m.in. o dodatkowe regulacje UE wpływające na:
a) rozwój rynku intra-day?
b) przejrzystość rozwoju sieci przesyłowej i dystrybucyjnej?
c) procedury i koszty podłączenia do sieci?
d) Ujednolicenie procedur odwoławczych producentów energii z OZE od decyzji operatora o przyłączeniu do sieci?
e) Inne propozycje?
Obecnie istniejące preferencje dla podłączania źródeł OZE do sieci elektroenergetycznej są wystarczające i nie wymagają dodatkowych zmian. Należy zachować możliwość dostosowania szczegółowych regulacji w tym zakresie poszczególnym krajom członkowskim.
2) Czy ranking cenowy („merit order") powinien dotyczyć wszystkich źródeł energii (włącznie z OZE) czy powinny być wyjątki?
a) Czy powinna zostać wprowadzona harmonizacja krajowych procedur administracyjnych dla wytwórców energii z OZE?
b) Czy powinna zostać wprowadzone specjalne zasady dla realizacji projektów o małej skali?
c) Jak oceniane są wynikające z Dyrektywy RED (Dyrektywa 2009/28/WE) obciążenia administracyjne dla organów krajowych i lokalnych, a także koszty zapewnienia zgodności z nią?
d) Czy zasadne są dodatkowe regulacje UE (stworzenie zachęt, a także minimalnych wymagań kompetencyjnych) dla certyfikacji instalatorów OZE?
e) W jaki sposób można zapewnić większą akceptacją społeczną dla rozwoju wykorzystania energii z OZE i powiązanej z tym rozwojem sieci?
f) Inne propozycje?
Rozwój źródeł OZE prowadzi do postępu technologicznego zmniejszającego koszty wytwarzania energii z OZE. Należy dążyć, aby wszystkie źródła energii mogły konkurować na tych samych warunkach na rynku energii, także źródła OZE powinny ponosić ryzyko związane ze sprzedażą energii na zasadach rynkowych.
Procedury administracyjne powinny być zharmonizowane w całym kraju, jedynie w przypadku mikroinstalacji prosumenckich należałoby wprowadzić uzasadnione dodatkowe uproszczenie procedur.
Zwiększenie społecznej aprobaty dla rozwoju OZE wymaga zrównoważonego podejścia do rozwoju źródeł OZE w kontekście całej energetyki, wskazywania pozytywnych dla środowiska i kraju skutków rozwoju OZE, usunięcia negatywnych zjawisk związanych z rozwojem np. energetyki wiatrowej.
5. Enhancing renewable energy use in the transport sector: A policy fostering the use of sustainable alternative renewable fuels would contribute to decarbonising the transport sector and reducing risks related its fossil fuel dependency and could remove current market distortions and fragmentations observed in particular in the internal market for biofuels. Despite the progress made with regard to the development of alternative renewable fuels such as advanced biofuels and renewable fuels of non-organic origin, commercial deployment of such products in the EU is lagging behind. The main reason is the perceived uncertainty about the policy framework after 2020. Only a few Member States have adopted dedicated support measures for advanced biofuels, while most have focussed on more traditional biofuels. The potential for electric transport using renewable electricity deployment is still untapped, due to still high technology costs of deployment and lack of necessary infrastructure.
1) Jakie były dotychczas najważniejsze bariery dla rozwoju zrównoważonych paliw z OZE w transporcie?
a) Jakie są najbardziej efektywne środki wsparcia rozwoju zrównoważonych paliw z OZE w transporcie?
b) Krajowe doświadczenia?
c) Najlepsze praktyki?
d) Obserwacje i doświadczenia?
e) Inne propozycje?
Najistotniejsze bariery to:
a) Brak pojazdów przystosowanych do zasilania paliwami o wyższej zawartości biokomponentów, co powoduje brak rzeczywistego popytu na takie paliwa;
b) Problemy z jakością paliw zawierających biokomponenty; głównie z olejem napędowym zawierający FAME - w warunkach letnich problem ze stabilnością oksydacyjną, w warunkach zimowych pogorszenie właściwości niskotemperaturowych (konieczność wstrzymania procesów blendowania estrów do oleju napędowego w niskich temperaturach);
c) Brak wsparcia na poziomie UE oraz krajowym dla rozwoju inwestycji związanych z zawansowanymi biopaliwami - bioetanol celulozowy, BtL, algi, oleje odpadowe itp. Brak możliwości wdrożenia współuwodornienia olejów roślinnych z frakcjami naftowymi w Polsce - najbardziej ekonomicznie uzasadniony proces stosowania OZE w paliwach transportowych dla rafinerii.
d) Brak implementacji do prawa krajowego postanowień dyrektywy 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych nakazujących podwójne zaliczanie biokomponentów II generacji.
Propozycje:
a) Dostosowanie poziomów celów w zakresie wykorzystywania biopaliw w transporcie do rzeczywistych możliwości producentów paliw (do poziomów wynikających z norm jakościowych dla paliw ciekłych tj. EN 590 oraz EN 228) oraz rozłożenie ciężaru realizacji celu na inne podmioty (np. producentów samochodów). Producenci paliw nie powinni jako jedyni uczestnicy rynku ponosić ciężaru realizacji dyrektywy.
b) Konieczność przygotowania krajowej strategii w zakresie realizacji celów Dyrektywy - brak planów długoterminowych powoduje, że firmy nie chcą podejmować ryzyka inwestycji np. w zaawansowane biopaliwa.
c) Konieczność jak najszybszego określenia przez UE roli biopaliw pierwszej generacji w okresie 2020 - 2030. Umożliwi to właścicielom tych już istniejących instalacji planowanie strategii inwestycyjnych.
d) Możliwie szybka implementacja przepisów dot. podwójnego zaliczania biokomponentów drugiej generacji.
2) Czy należy zwiększyć na poziomie krajowym lub stworzyć na poziomie UE określone wymagania dla podmiotów rynkowych?
a) Czy potrzebna jest harmonizacja poziomu dyrektywy?
b) Jak zharmonizować krajowe systemy wsparcia?
c) Inne propozycje?
Wymagania związane ze stosowaniem energii odnawialnej w transporcie nałożone na przemysł rafineryjny obecnie obowiązującą dyrektywą 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych już dzisiaj uznać należy za wygórowane i niemożliwe do osiągnięcia (głównie z powodu braku powszechnego występowania biokomponentów kolejnych generacji). W Polsce sytuację dodatkowo utrudniają wybitnie rygorystyczne przepisy prawa krajowego (zbyt wysokie poziomy NCW wyznaczone przez Radę Ministrów w 2013 r.) i konsekwentne promowanie biopaliw pierwszej generacji kosztem biopaliw zaawansowanych. Dodatkowe zwiększanie celów związanych z wykorzystaniem energii odnawialnej w paliwach transportowych uznać należy za wysoce niepożądane. Pamiętać również należy, że zwiększanie wykorzystania biokomponentów oznaczać będzie utratę rynku, a więc ograniczenie przerobu ropy naftowej, zamykanie części mocy produkcyjnych rafinerii w Europie.
Poszczególne kraje członkowskie są na bardzo różnym poziomie zaawansowania, jeśli chodzi o dostępność floty pojazdów mogących być zasilanymi paliwami pochodzącymi z OZE (im starsza flota tym mniejszy stopień przystosowania do użytkowania biopaliw). Stopień tego zaawansowania w Polsce jest niski. Poziomy celów powinny być do niego dostosowane.
Systemy wsparcia dla produkcji i wykorzystywania biokomponentów powinny być natomiast zharmonizowane na poziomie UE. Występowanie istotnych różnic w poziomie wsparcia w poszczególnych krajach członkowskich zaburza konkurencję pomiędzy przedsiębiorcami zobowiązanymi do wykorzystywania biokomponentów.
W średniookresowej perspektywie czasowej należy zasadniczo zmienić system wsparcia wykorzystywania biopaliw w transporcie poprzez zastąpienie mechanizmu nakazowego (wyznaczanie celów dla dostawców paliw) mechanizmem rynkowym tj. systemem zachęt podatkowych i/lub innych dla producentów biopaliw oraz surowców dla biopaliw (rolników - tu można wykorzystać dotacje wynikające ze wspólnej polityki rolnej CAP). Efektem zastosowanie odpowiednich mechanizmów rynkowych będzie zapewnienie opłacalności stosowanie biopaliw w transporcie poprzez ich konkurencyjność cenową z innymi komponentami paliw trakcyjnych.
3) Czy należy wspierać dostęp do paliw alternatywnych:
a) Czy promować na poziomie dyrektywy np. punkty ładowania pojazdów energią elektryczną?
b) Wprowadzić wsparcie finansowe dla innowacyjnych technologii niskowęglowych?
c) Inne propozycje?
Ad. a) Poszczególne państwa w ramach swoich własnego miksu energii winne decydować, jakie rozwiązania są dla nich najkorzystniejsze w celu osiągnięcia założeń unijnych. Czy to będą stacje ładowania elektrycznego, czy też napędu wodorowego lub innego winno być decydowane przez poszczególne państwo. Programy unijne winne wspierać plany danych państw, a w szczególności w Europie Centralnej.
Ad. b) Wsparcie UE dla technologii niskowęglowych - a raczej niskoemisyjnych - jest zawsze pożądane.
