Europejski sektor energii elektrycznej stoi w obliczu nadzwyczajnej i szybkiej transformacji. Wdrażanie czystych mocy wytwórczych, w szczególności odnawialnych źródeł energii o zmiennej wydajności, przekształca koszyk energii elektrycznej UE pod kątem dostarczania energii, która pochodzi ze źródeł krajowych, jest bezpieczna, konkurencyjna i niskoemisyjna, dla wszystkich konsumentów. Tylko w latach 2022-2024 w UE zainstalowano rekordową ilość mocy wytwórczych: 168 GW energii słonecznej i 44 GW energii wiatrowej. W 2024 r. 47 % energii elektrycznej wytworzonej w UE pochodziło z odnawialnych źródeł energii. Również zapotrzebowanie się zmienia - pojawiają się nowe zastosowania, takie jak elektryfikacja, w tym elektromobilność, ogrzewanie i chłodzenie, produkcja wodoru oraz niektóre procesy przemysłowe, zwłaszcza te przebiegające w niskich i średnich temperaturach. Te nowe tendencje prawdopodobnie doprowadzą do wzrostu zużycia energii elektrycznej w nadchodzących latach.
Sieci elektroenergetyczne są niezbędnym ogniwem łączącym wytwarzanie z zapotrzebowaniem. Zapewniają one przepustowość sieci niezbędną do podłączenia gospodarstw domowych, a także nowych gałęzi przemysłu i przedsiębiorstw. Europejski system elektroenergetyczny opiera się głównie na sieciach budowanych z wyprzedzeniem w latach 70. i 80. XX wieku z myślą o tradycyjnych rodzajach mocy wytwórczych wykorzystywanych w tamtym czasie 1 . Sieci te wymagają nie tylko modernizacji i przebudowy, ale też pilnej rozbudowy, aby uwzględnić obecną złożoność transformacji energetycznej zarówno na poziomie przesyłu, jak i dystrybucji. Szacuje się, że do 2030 r. 40-55 % linii niskiego napięcia będzie mieć ponad 40 lat, a ich całkowita długość wzrosła jedynie o 0,8 % w latach 2021-2022 2 . Ponadto transformacja naszych systemów energetycznych pod kątem czystych źródeł energii oraz długie ramy czasowe tradycyjnie wymagane podczas rozwijania projektów sieciowych prowadzą do znacznych opóźnień w podłączeniu do sieci. W przypadku farm wiatrowych uzyskanie dostępu do sieci może trwać nawet dziewięć lat 3 .
Opóźnianie rozwoju sieci elektroenergetycznej wiąże się również z kosztami społecznymi ze względu na nierównomierny dostęp do rynku wewnętrznego, który prowadzi do rozbieżności w zakresie cen energii, a także ze względu na efekty zewnętrzne dotyczące klimatu. Według MAE 4 łączne emisje CO2 z sektora energetycznego w latach 2023-2050 byłyby o 58 gigaton wyższe w przypadku opóźnienia rozwoju sieci niż w scenariuszu zgodnym z krajowymi celami klimatycznymi. Odpowiada to całkowitym globalnym emisjom CO2 z sektora energetycznego w latach 2018-2022.
Wszystko to pokazuje, że obecne praktyki w zakresie rozwoju sieci muszą ulec zmianie, aby w odpowiednim czasie zaspokoić obecne i przyszłe potrzeby.
Niniejsze wytyczne dotyczące inwestycji wyprzedzających mają na celu wsparcie państw członkowskich, krajowych organów regulacyjnych oraz operatorów systemu dystrybucyjnego i przesyłowego za pomocą zaleceń dotyczących działań w ramach całego procesu prowadzącego do ostatecznej decyzji inwestycyjnej, tj. planowania sieci, kontroli regulacyjnej, uznawania kosztów i zachęt. Działania wymienione w niniejszych wytycznych mają na celu wspieranie efektywnych i przyszłościowych inwestycji w projekty sieciowe i przyczynienie się do zapewnienia przystępnych cen energii. Umożliwienie realizacji inwestycji wyprzedzających w sposób oszczędny pod względem kosztów powinno przyczynić się do znacznego wzrostu rocznego poziomu inwestycji w sieć, zwiększając efektywność i skuteczność tych inwestycji, przy jednoczesnym zapewnieniu, aby koszty energii elektrycznej dla gospodarstw domowych, przemysłu i przedsiębiorstw pozostały na przystępnym poziomie.
2. CZYM JEST INWESTYCJA WYPRZEDZAJĄCA?
2.1. Definicja i przykłady
"Inwestycja wyprzedzająca" to termin używany w przepisach UE, mimo że nie został on wyraźnie zdefiniowany. W rozporządzeniu TEN-E 5 określono inwestycje wyprzedzające w odniesieniu do zachęt regulacyjnych, które mogłyby zaradzić szczególnemu podwyższonemu ryzyku dotyczącego rozwoju, budowy, eksploatacji lub konserwacji projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania. Inwestycji wyprzedzających jako takich jednak nie zdefiniowano. To samo dotyczy rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej 6 , które w ramach reformy struktury rynku energii elektrycznej odnosi się do inwestycji wyprzedzających jako środka rozwoju sieci do osiągnięcia celu, jakim jest przyspieszone wdrażanie wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, w tym na wyznaczonych obszarach przyspieszonego rozwoju energii ze źródeł odnawialnych oraz inteligentny popyt na energię elektryczną wynikający z elektryfikacji.
Rozmowy z zainteresowanymi stronami w ramach 8. forum ds. infrastruktury energetycznej w czerwcu 2022 r. 7 pokazały, że koncepcja inwestycji wyprzedzających jest różnie interpretowana. Taka rozbieżność poglądów wynika z historycznej praktyki, w ramach której obecnie żaden krajowy organ regulacyjny nie określa wyraźnie inwestycji za pomocą terminu "wyprzedzająca" 8 . Niemniej jednak w praktyce termin ten stosuje się już w odniesieniu do niektórych inwestycji w sieci i w niektórych ramach regulacyjnych. Prace zapoczątkowane pierwotnie przez forum i kontynuowane w kontekście planu działania na rzecz sieci przyczyniły się do doprecyzowania sposobu, w jaki rozumie się pojęcie inwestycji wyprzedzających. Przygotowując niniejsze wytyczne, Komisja zebrała dane za pośrednictwem szeregu specjalnych sesji forum ds. infrastruktury energetycznej w latach 2022-2024, dwóch warsztatów dla zainteresowanych stron w dniach 29 kwietnia 2024 r. i 11 grudnia 2024 r. oraz dwóch kwestionariuszy skierowanych do krajowych organów regulacyjnych 9 i innych zainteresowanych stron 10 .
Komisja rozumie inwestycje wyprzedzające jako inwestycje w aktywa związane z infrastrukturą sieci, które stanowią aktywną reakcję na potrzeby w zakresie rozwoju sieci wykraczające poza potrzeby dotyczące wzmocnienia sieci związane z aktualnymi wnioskami o przyłączenie do sieci w ramach projektów dotyczących wytwarzania lub zapotrzebowania. Inwestycje wyprzedzające to przyszłościowe inwestycje sieciowe oparte na określonych średnio- i długoterminowych potrzebach związanych z siecią, które mają uzasadnienie w planach rozwoju sieci opartych na scenariuszach przewidujących wiarygodne trajektorie mocy wytwórczych i zapotrzebowania, które wspierają politykę energetyczną, klimatyczną i przemysłową, w tym w krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu. Inwestycje wyprzedzające nie stanowią nowej "klasy" inwestycji, ponieważ obejmują takie same aktywa sieciowe jak wszystkie inne rodzaje inwestycji sieciowych, takie jak inwestycje reaktywne 11 .
Inwestycje wyprzedzające są do pewnego stopnia powszechne na poziomie przesyłu, gdzie operatorzy systemu przesyłowego często oceniają potrzeby w oparciu o scenariusze, które uwzględniają środki z zakresu polityki, biorąc pod uwagę przyszły rozwój zużycia i dostaw energii elektrycznej. Na przykład morskie hybrydowe połączenia wzajemne mają zazwyczaj charakter wyprzedzający, ponieważ buduje się je przy założeniu przyszłego wzrostu pobliskich mocy wytwórczych. Inwestycje wyprzedzające nadal są mniej powszechne na poziomie dystrybucji, gdzie tradycyjnie większość operatorów systemu dystrybucyjnego rozwijała swoje sieci elektroenergetyczne w sposób reaktywny, w oparciu o obowiązujące ramy prawne, wzmacniając sieć dopiero po złożeniu wniosków o przyłączenie do sieci lub w razie konieczności rozbudowy. Głównym powodem rozwijania sieci elektroenergetycznej w sposób reaktywny jest postrzegane ryzyko związane z inwestycjami wyprzedzającymi, w szczególności związane z możliwością niepełnego wykorzystania aktywów, co prowadzi do wyższych cen dla konsumentów bez uzyskania oczekiwanych korzyści. Ram ograniczania ryzyka nie wdrożono jeszcze we wszystkich państwach członkowskich. Szczegółowe informacje na ten temat przedstawiono w rozdziale poświęconym strategiom ograniczania ryzyka. Przykłady inwestycji wyprzedzających, w tym inwestycji ułatwiających rozwój sieci w przyszłości, obejmują:
- wzmocnienie sieci lądowej, obejmujące nowe podstacje, aby móc dostosować się do przewidywalnych zmian podaży i popytu - na przykład poprzez przewymiarowanie podstacji, stacji transformatorowej lub samych linii. Mogłoby to być na przykład powiązane z obszarami przyspieszonego rozwoju energii ze źródeł odnawialnych;
- nieulegające dezaktualizacji projekty dotyczące energii morskiej - na przykład przydzielanie powierzchni podstacji morskiej i jej projektowanie w taki sposób, aby umożliwić przyszłą rozbudowę, lub zaprojektowanie całej podstacji z większą przepustowością. Mogłoby to mieć na przykład na celu umożliwienie podłączenia rozważanych połączeń wzajemnych lub podłączenia nowych pobliskich farm wiatrowych, na które planuje się ogłosić aukcje. Takie wyprzedzające działanie może przynieść znaczne oszczędności w porównaniu z budowaniem dodatkowych podstacji morskich;
- umieszczanie zapasowych rur kablowych w wykopach, tak aby były gotowe na przyszły wzrost mocy wytwórczych, ponieważ ponowne roboty budowlane mogą wiązać się ze znacznymi kosztami i czasem potrzebnym na uzyskanie nowych pozwoleń. Podobnie aktywa sieciowe można zaprojektować tak, aby w razie potrzeby można je było wyposażyć w dodatkowe tory. Linie można budować z wraz ze słupami przewidzianymi dla linii dwutorowych, podczas gdy początkowo wyposażone są w pojedynczy tor;
- zmiany mające na celu zwiększenie długoterminowej odporności systemu. Może to na przykład obejmować rozwój sieci, aby zwiększyć odporność na zmianę klimatu (przygotowanie na lata o bardziej niekorzystnych warunkach klimatycznych, na przykład poprzez strukturalne wzmocnienie linii).
2.2. Dlaczego potrzebne są inwestycje wyprzedzające
Do 2040 r. potrzebne są inwestycje w wysokości 730 mld EUR na dystrybucję i 472 mld EUR na rozwój sieci przesyłowych 12 , aby rozwinąć wewnętrzny rynek energii i zwiększyć przepustowości sieci, co umożliwi przyłączenie nowych, czystych projektów dotyczących wytwarzania energii elektrycznej o niskich kosztach krańcowych, które obniżają średnie hurtowe ceny energii elektrycznej. Zwiększenie inwestycji w sieci umożliwia obniżenie rachunków konsumentów w średnim terminie dzięki zapewnieniu przepustowości niezbędnej do integracji nowych form wytwarzania energii
elektrycznej o niskich kosztach, a także poprzez ogólne obniżenie kosztów systemu 13 . Co najważniejsze, dostęp do sieci i przystępne cenowo dostawy energii elektrycznej stanowią również jeden niezbędnych warunków konkurencyjności przemysłowej Europy. Istnieją trzy główne powody uzasadniające potrzebę realizowania takich inwestycji w sposób wyprzedzający:
1. Niewystarczająco zwymiarowane sieci przekładają się na dłuższy czas realizacji podłączenia, opóźniając elektryfikację, a także wdrażanie czystych źródeł energii. Dzieje się tak, ponieważ rozwój sieci trwa dłużej niż rozwój aktywów wytwórczych i związanych z zapotrzebowaniem. Projekty sieciowe są złożone i często obejmują wiele regionów lub wiele państw członkowskich bądź państw trzecich. Złożoność ta prowadzi do wydłużenia czasu realizacji projektów. Czas realizacji projektów sieciowych może wydłużyć się do 8-10 lat w przypadku projektów dotyczących sieci dystrybucyjnych i do ponad dziesięciu lat w przypadku przesyłu 14 . Co więcej, ze względu na niewystarczające krajowe zdolności produkcyjne ceny nowych transformatorów i kabli oraz okresy oczekiwania na ich dostawę wzrosły niemal dwukrotnie w porównaniu z sytuacją z lat 2021-2022, przy czym na dostawę kabli trzeba czekać 2-3 lata, a na transformatory elektroenergetyczne o dużej mocy - nawet do czterech lat 15 . Lepsze uwzględnienie inwestycji wyprzedzających w planowaniu sieci może znacznie skrócić ogólny czas oczekiwania na podłączenie, pomóc dostawcom kluczowych komponentów zwiększyć ich zdolności produkcyjne i lepiej planować inwestycje.
2. W przypadku niektórych zastosowań wymiarowanie większych aktywów może prowadzić do oszczędności kosztów w przeliczeniu na MW budowanych przepustowości sieci, a także potencjalnie umożliwić zawieranie bardziej korzystnych umów z dostawcami technologii. Co więcej, w wielu miejscach niewystarczające inwestycje w infrastrukturę sieciową mogą przełożyć się na większe koszty dla społeczeństwa w perspektywie średnioterminowej 16 niż dokonywanie inwestycji wyprzedzających pod odpowiednią kontrolą i zgodnie z procesami zarządzania ryzykiem.
3. Ponadto inwestycje wyprzedzające pozwalają na wykorzystanie tylko jednego procesu wydawania pozwoleń na zaspokojenie zarówno pilnych, jak i przyszłych potrzeb, co przyspieszy rozwój sieci i zwiększy akceptację społeczną.
3. PLANOWANIE ROZWOJU SIECI, ABY ZASPOKOIĆ PRZYSZŁE POTRZEBY
Pierwszym obszarem działania jest planowanie sieci. Rozwój sieci, przynajmniej sieci średniego i wysokiego napięcia, opiera się na krajowych planach rozwoju i planach inwestycyjnych. W związku z tym plany inwestycyjne operatorów systemów muszą opierać się na przyszłościowych planach rozwoju sieci, w których ocenia się, określa ilościowo i wskazuje rozwiązania w zakresie sieci, które w najbardziej efektywny sposób zaspokoją potrzeby systemu.
3.1. Wymogi i ramy planowania sieci
Planowanie rozwoju sieci obejmuje trzy poziomy pod względem zasięgu geograficznego (unijny, przesyłowy i dystrybucyjny). Na poziomie unijnym ENTSO-E przyjmuje i publikuje co dwa lata niewiążący unijny dziesięcioletni plan rozwoju sieci (TYNDP) i przedkłada go ACER do zaopiniowania. Dziesięcioletni plan rozwoju sieci obejmuje transgraniczne połączenia wzajemne w Europie i z państwami trzecimi, ale także linie wewnętrzne o znaczeniu transgranicznym. W rozporządzeniu TEN-E wymaga się zintegrowanego planowania sieci elektroenergetycznych z sieciami innych nośników energii, w tym wodoru. ENTSO-E i ENTSOG 17 wspólnie opracowują scenariusze na potrzeby dziesięcioletnich planów rozwoju sieci.
Od 2024 r. dziesięcioletni plan rozwoju sieci obejmuje również wymiar morski za pośrednictwem planów rozwoju sieci morskiej na poziomie basenu morskiego, opartych na niewiążących porozumieniach dotyczących energii morskiej w sprawie planowanych morskich mocy wytwórczych, które państwa członkowskie przedstawiają co dwa lata. Hybrydowe połączenia wzajemne mają zazwyczaj charakter wyprzedzający, ponieważ generalnie opierają się na szacunkach przyszłej produkcji energii z morskich źródeł odnawialnych, biorąc pod uwagę dziesięcioletni plan rozwoju sieci i krajowe plany rozwoju przesyłu energii. Dlatego też, jeżeli chodzi o wymiar morski, planowanie sieci na poziomie UE wiąże już standardowe oddolne podejście do planowania z odgórnymi wytycznymi państw członkowskich opartymi na refleksjach za pomocą niewiążących celów dotyczących morskich źródeł odnawialnych na poziomie basenu morskiego.
Na poziomie krajowym operatorzy sieci przesyłowych i dystrybucyjnych są zobowiązani do sporządzania co najmniej co dwa lata odpowiednich planów rozwoju sieci 18 . Na poziomie przesyłu w planie wyznacza się rozwój głównej infrastruktury przesyłowej w ciągu najbliższych dziesięciu lat oraz określa szczegółowo inwestycje, które należy zrealizować w ciągu najbliższych trzech lat. Planowanie sieci musi być dobrze dostosowane do krajowych planów w dziedzinie energii i klimatu, przedkładanych zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2018/1999, tak aby odzwierciedlało przyszłe zmiany w zakresie wytwarzania i obciążenia oraz uwzględniało rozwój reagowania na zapotrzebowanie, elastyczności i alternatywnych rozwiązań sieciowych. Na poziomie przesyłu plan rozwoju sieci powinien być ponadto dobrze dostosowany do unijnego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci.
Jeżeli chodzi o poziom dystrybucji, w planie należy określić inwestycje planowane na kolejne pięć do dziesięciu lat, ze szczególnym uwzględnieniem głównej infrastruktury dystrybucyjnej, która jest niezbędna do podłączenia nowej mocy wytwórczej i nowych obciążeń, w tym punktów ładowania pojazdów elektrycznych. W planie należy również zapewnić przejrzystość w odniesieniu do potrzebnych średnio- i długoterminowych usług w zakresie elastyczności oraz rozważyć alternatywy dla rozwoju sieci (takie jak elastyczność, reagowanie na zapotrzebowanie lub innowacyjne technologie sieciowe) 19 .
3.2. Usprawnienie planowania sieci pod kątem przyszłościowych inwestycji
Wyzwania
Plany rozwoju sieci, w oparciu o obowiązujące wymogi prawne, powinny uwzględniać przyszły rozwój popytu i podaży zarówno na poziomie przesyłu, jak i dystrybucji, co ułatwiłoby realizację inwestycji wyprzedzających. Poziom wdrożenia znacznie się jednak różni w poszczególnych państwach Unii 20 , co w wielu przypadkach utrudnia włączenie inwestycji wyprzedzających do planów dotyczących sieci.
Chociaż w przypadku planów rozwoju sieci dotyczących przesyłu wielu operatorów systemu przesyłowego już opiera planowanie na scenariuszach obejmujących cele w zakresie energii i klimatu, jest to mniej powszechne w przypadku operatorów systemu dystrybucyjnego. Jest to związane ze zróżnicowaną sytuacją w poszczególnych krajach, w których działa wielu mniejszych operatorów systemu dystrybucyjnego, często niemających wystarczającej zdolności do opracowywania modeli przyszłych potrzeb lub korzystających ze zwolnienia ze względu na niewielką liczbę odbiorców.
Brak odpowiednich procesów koordynacji przy opracowywaniu scenariuszy zwiększa ryzyko pojawiania się wąskich gardeł i opóźnień w rozwoju sieci. Na przykład jeżeli operator systemu dystrybucyjnego realizuje plany dotyczące sieci i wprowadza inwestycje wyprzedzające, które uwzględniają szybkie upowszechnienie odnawialnych źródeł energii i elektromobilności, pomp ciepła lub elektryfikacji przemysłu w danym regionie, ale operator systemu przesyłowego nie uwzględnia w wystarczającym stopniu takich zmian we własnych scenariuszach, przepustowość dostępna dla nowych przyłączeń prawdopodobnie zostanie wyczerpana, gdy wymagana będzie nowa podstacja na poziomie przesyłu w tym regionie. Ponieważ projekty dotyczące przesyłu są zazwyczaj bardziej złożone, a ich budowa trwa dłużej niż w przypadku projektów dystrybucyjnych, może to spowodować znaczne opóźnienia w nowych przyłączeniach do sieci.
Zalecenia Komisji
a) Krajowe organy regulacyjne lub organy państw członkowskich powinny zapewnić, aby plany rozwoju sieci opierały się na scenariuszach przyszłego rozwoju i aby dokładnie wyjaśniono w tych planach związek między oczekiwanym wytwarzaniem i zużyciem w przyszłości a sugerowanym rozwojem sieci. Scenariusze powinny być również dostosowane co najmniej względem odpowiednich poziomów planowania. Państwa członkowskie, w których stosuje się koncepcję inwestycji wyprzedzających, zazwyczaj opracowują plany rozwoju sieci oparte na opracowywaniu scenariuszy, co uznaje się za dobrą praktykę 21 .
b) W scenariuszach wykorzystywanych do planowania rozwoju sieci określa się parametry, które mają wpływ na oceny przyszłych potrzeb związanych z siecią. Scenariusze należy opracować po przeprowadzeniu konsultacji publicznych i w koordynacji z państwami członkowskimi/krajowymi organami regulacyjnymi celem zapewnienia, aby zachować zgodność z krajowymi długoterminowymi celami w dziedzinie energii i klimatu (zgodnie z krajowymi planami w dziedzinie energii i klimatu) oraz uwzględnić wkład zainteresowanych stron w sposób włączający i przejrzysty. W szczególności plany powinny umożliwić osiągnięcie celów unijnych i krajowych, np. dotyczących energii ze źródeł odnawialnych, ogrzewania i chłodzenia (związku z lokalnymi planami w zakresie ogrzewania i chłodzenia), infrastruktury ładowania w ramach elektromobilności, dekarbonizacji przemysłu, w tym poprzez elektryfikację lub wykorzystanie wodoru. Scenariusze powinny mieć charakter międzysektorowy, również na poziomie krajowym, aby umożliwić przeprowadzanie ocen ryzyka z uwzględnieniem skoordynowanego planowania. Plany rozwoju sieci powinny opierać się na wielu scenariuszach i analizach wrażliwości, aby uwzględnić niepewność co do przyszłego popytu i podaży. Co ważne, państwa członkowskie powinny zadbać o terminowe opracowanie stabilnych krajowych średnio- i długoterminowych celów, strategii i planów w zakresie polityki energetycznej i klimatycznej, które ułatwią opracowywanie scenariuszy rozwoju sieci.
c) Operatorzy sieci powinni zapewnić, aby plany rozwoju sieci stanowiły przede wszystkim instrument obejmujący uwzględnianie, ocenę i ostateczne zatwierdzenie inwestycji wyprzedzających w ramach regulacyjnych. Plany rozwoju sieci powinny dokładnie wyjaśniać sposób rozwoju sieci, zapewniając widoczność dla inwestorów i podmiotów łańcucha dostaw. Stopień szczegółowości może różnić się w zależności od poziomów napięcia, ale również w zależności od bazy odbiorców w przypadku operatorów systemu dystrybucyjnego 22 . Na przykład w przypadku operatorów systemu dystrybucyjnego niskiego poziomu napięcia elementy sieci mogą być bardzo specyficzne dla danego projektu, a ich potrzeby i cechy charakterystyczne - dostosowane do potrzeb każdego użytkownika sieci.
d) Przy planowaniu nowo utworzonych inwestycji operatorzy sieci powinni rozważyć rozwiązania, które umożliwiłyby potencjalny przyszły wzrost mocy wytwórczych, przygotowując aktywa na przyszłą rozbudowę. Mogłoby to znacznie przyspieszyć ogólny rozwój sieci z perspektywy przejrzystości, widoczności i wydawania pozwoleń. Konkretne zastosowania mogą dotyczyć przeznaczenia większej przestrzeni na podstacje, zainstalowania większych słupów wysokiego napięcia, transformatorów lub innych słupów (umożliwiających w przyszłości rozbudowę o dodatkowe tory na linii) oraz położenia dodatkowych rur kablowych w wykopach.
e) Państwa członkowskie lub krajowe organy regulacyjne mogłyby rozważyć określenie odpowiedniego horyzontu czasowego dotyczącego szczegółowego planowania sieci lub, w stosownych przypadkach, dotyczącego planów inwestycyjnych operatorów systemów, aby uwzględnić inwestycje wyprzedzające i móc je zatwierdzić. Mogłoby to pomóc uniknąć wąskich gardeł w łańcuchu dostaw i przyczynić się do osiągnięcia celu, jakim jest utrzymanie łańcucha wartości produkcji w Europie, również zgodnie z aktem w sprawie przemysłu neutralnego emisyjnie.
f) Konieczna jest również dodatkowa koordynacja między poszczególnymi poziomami planowania sieci, aby zapewnić planowanie aktywów w sposób oszczędny pod względem kosztów. Mogą tego dokonać państwa członkowskie lub krajowe organy regulacyjne na poziomie krajowym i, w miarę możliwości, na poziomie regionalnym, na przykład poprzez wprowadzenie wymogu dostosowania pod względem harmonogramu planów rozwoju sieci lub koordynacji wkładów (scenariuszy) wykorzystywanych na wszystkich poziomach planowania. Obecnie wszystkie plany sporządza się co najmniej raz na dwa lata, jednak nie ma wymogów dotyczących ich kolejności lub wzajemnych powiązań, co prowadzi do nieefektywności. Komisja Europejska analizuje możliwe dalsze działania w ramach przyszłego pakietu dotyczącego europejskich sieci energetycznych. Planowanie sieci uwzględniono również w projekcie kodeksu sieci dotyczącego reagowania na zapotrzebowanie, który Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki przedłożyła Komisji Europejskiej w marcu 2025 r. Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki planuje również wydać wytyczne dotyczące planów rozwoju sieci dystrybucyjnych do połowy 2025 r.
3.3. System kontroli planów rozwoju sieci
Wyzwania
Często zdarza się, że inwestycji wyprzedzających nie planuje się i nie uwzględnia w planach rozwoju sieci od samego początku, w przeświadczeniu, że zostaną one później odrzucone w procesie kontroli. Ponadto nawet jeśli zaproponowano je w planach rozwoju sieci lub planach inwestycyjnych, w wielu przypadkach przeszkodą może być praktyka krajowych organów regulacyjnych w zakresie oceny inwestycji wyprzedzających, jeżeli taka ocena opiera się na przykład na scenariuszach, w których przyjmuje się inne założenia lub sprawdza inne terminy niż te stosowane w przypadku planów sieci, głównie w odniesieniu do celów dekarbonizacji lub integracji energii ze źródeł odnawialnych. Taka sytuacja może wystąpić również w przypadku, gdy poziomu i warunków kontroli regulacyjnej nie ustali się na wstępie w przejrzysty sposób.
Istnieją różne praktyki służące wspieraniu działań kontrolnych. Na przykład na Łotwie krajowy organ regulacyjny ocenia spójność planów rozwoju sieci dotyczących przesyłu z unijnym dziesięcioletnim planem rozwoju sieci, a w szczególności czy plany zapobiegają ograniczeniom przesyłowym w transgranicznych połączeniach wzajemnych. W Portugalii krajowy organ regulacyjny wydaje opinię na temat projektów planów rozwoju sieci, którą operatorzy sieci uwzględniają w wersji ostatecznej. W Austrii krajowy organ regulacyjny wspiera działania kontrolne za pomocą oceny jakości i kosztów, której dokonują kontrolerzy, przeprowadzanej przed włączeniem inwestycji do regulowanej bazy aktywów. W wielu państwach członkowskich krajowe organy regulacyjne przeprowadzają ogólną ocenę planów rozwoju sieci, skupiając działania kontrolne na dużych projektach i programach inwestycyjnych, co wymaga przeprowadzenia analizy kosztów i korzyści tych projektów i programów 23 .
Najlepsze praktyki w zakresie planowania rozwoju sieci, które umożliwiają inwestycje wyprzedzające:
| Austria | Federalne Ministerstwo Ochrony Klimatu, Środowiska, Energii i Mobilności przygotowuje zintegrowany plan rozwoju sieci, obejmujący systemy elektryczne i gazowe, w oparciu o wspólne scenariusze przyszłego rozwoju zarówno w perspektywie do 2030 r., jak i do 2040 r. Należy uwzględnić ten plan w planie rozwoju sieci operatora systemu przesyłowego, aby planowana infrastruktura sieciowa odzwierciedlała przyszłe potrzeby. |
| Belgia | Rozwój morskich źródeł odnawialnych uwzględniono w planach rozwoju sieci, które opierają się na scenariuszach uwzględniających krajowe i unijne cele w zakresie energii i klimatu. |
| Dania | W planowaniu sieci w pełni uwzględniono cele na 2050 r., przy czym Duńska Agencja Energetyczna określa założenia na potrzeby scenariuszy, z których korzystają operatorzy systemów i krajowy organ regulacyjny. |
| Francja | Istnieje obowiązek zgłaszania przez użytkowników sieci przyszłych planów operatorowi sieci, aby uwzględnić ich przy planowaniu. Francja przyjęła ramy regulacyjne (S3REnR) 24 na potrzeby planowania rozwoju sieci, które kompleksowo integrują rozwój produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych poprzez koordynację projektów wytwórców energii ze źródeł odnawialnych, planowanie sieci i rozłożenie kosztów. Odbywa się to na drodze zgłaszania oczekiwanych projektów przez wytwórców energii ze źródeł odnawialnych na specjalnej stronie internetowej. Podobnie Francja utworzyła "strefy dekarbonizacji", czyli ośrodki przemysłowe, w których oczekuje się, że duże przyszłe zapotrzebowanie na energię elektryczną zastąpi zużycie gazu ziemnego. |
| Niemcy | Wspólne scenariusze dotyczące poziomu operatorów systemu przesyłowego i operatorów systemu dystrybucyjnego, które uwzględniono w przyszłym rozwoju sieci. Plany rozwoju sieci mają charakter przyszłościowy, a operatorzy systemu dystrybucyjnego wysokiego i średniego napięcia co roku wspólnie przygotowują i publikują plan rozwoju sieci na najbliższe 10 lat. Za pomocą tych planów koordynuje się działania w sześciu regionach planistycznych. Scenariusze obejmują okres do 2045 r. |
| Portugalia | Plany rozwoju sieci muszą odzwierciedlać krajowe plany w dziedzinie energii i klimatu, przy czym planowanie sieci musi odpowiadać potrzebom w zakresie klimatu. W przypadku planu rozwoju sieci dystrybucyjnej (dNDP) przewidziano trzy scenariusze zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2024-2031, przy czym punktem odniesienia jest scenariusz centralny (roczna stopa wzrostu w wysokości 1,1 %). W planie rozwoju sieci dystrybucyjnej uwzględniono elastyczność i inne alternatywne warianty sieci. Nowe podstacje tworzy się z myślą o skalowalności i przyszłych użytkownikach sieci. Nowe linie jednotorowe buduje się na słupach, które są również przystosowane do prowadzenia linii dwutorowych. |
Zalecenia Komisji
a) Krajowe organy regulacyjne powinny zapewnić odpowiednią kontrolę regulacyjną planów rozwoju sieci, aby ułatwić ocenę i włączenie inwestycji wyprzedzających, zapewniając, aby oparto je na odpowiednich scenariuszach oraz aby istniał wyraźny związek między planami rozwoju sieci a zatwierdzaniem inwestycji lub dalszymi planami inwestycyjnymi. Jeżeli inwestycji nie zatwierdza się bezpośrednio w ramach działań następczych związanych z planem rozwoju sieci, w takim planie należy uwzględnić co najmniej metodykę zatwierdzania inwestycji, aby zachować przejrzystość.
b) W razie potrzeby krajowe organy regulacyjne powinny dostosować istniejące praktyki dotyczące wymogów zmiany planów rozwoju sieci, na przykład w zakresie odzwierciedlania przyszłych potrzeb, tak, aby plany rozwoju sieci stały się faktycznymi narzędziami planowania inwestycji, za pomocą których przewiduje się i uwzględnia korzyści oraz wymogi systemu na przyszłość.
4. UMOŻLIWIENIE INWESTYCJI WYPRZEDZAJĄCYCH PRZY JEDNOCZESNYM UTRZYMANIU KOSZTÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA PRZYSTĘPNYM POZIOMIE
Wyzwania
Większy udział odnawialnych źródeł energii, elektryfikacja gospodarki i nowe źródła zapotrzebowania, takie jak centra danych i elektrolizery, wymagają zwiększenia poziomu inwestycji w sieci elektroenergetyczne w porównaniu z przeszłością 25 . Inwestycje wyprzedzające, oprócz większych ogólnych rocznych potrzeb inwestycyjnych, mogą wymagać koncentracji części tych potrzeb inwestycyjnych na wstępie. Jest to wyzwanie polegające na realizacji niezbędnych inwestycji umożliwiających podłączenie nowych użytkowników sieci oraz przesył energii tam, gdzie jest potrzebna, przy jednoczesnym utrzymaniu kosztów energii elektrycznej dla konsumentów na przystępnym poziomie.
Jednocześnie, ze względu na taką skalę, operatorzy systemów wymagają pozyskania znacznego nowego finansowania kapitałowego i dłużnego, aby pokryć wydatki przewidziane w planach inwestycyjnych. Potrzebują oni konkurencyjnego wynagrodzenia opartego na rozsądnym zwrocie z inwestycji i przewidywalności przyszłych zysków, aby ułatwić im skuteczny dostęp do rynków finansowych w celu uzyskania środków na inwestycje.
Konieczne są działania w zakresie ustalania taryf sieciowych, opłat za przyłączenie do sieci, kontroli regulacyjnej, a także zdefiniowanie zachęt.
4.1. Taryfy sieciowe
Taryfy sieciowe to ceny, jakie użytkownicy sieci płacą za usługę przesyłu energii elektrycznej z miejsca wytworzenia do miejsca jej wykorzystania. Głównym celem taryf sieciowych jest umożliwienie zwrotu kosztów niezbędnych do inwestycji w aktywa w sieciach przesyłowych i dystrybucyjnych oraz inteligentne liczniki, a także wsparcie w poniesieniu kosztów związanych ze świadczeniem usług systemowych. Rozporządzenie w sprawie energii elektrycznej (art. 18) stanowi, że opłaty sieciowe muszą odzwierciedlać koszty, zapewniać odpowiednie krótko- i długoterminowe zachęty, w tym inwestycje wyprzedzające, oraz przyczyniać się do integracji odnawialnych źródeł energii, zwiększać elastyczność i wspierać rozwiązania optymalizacyjne dotyczące istniejących sieci oraz przyczyniać się do realizacji celów krajowego planu w dziedzinie energii i klimatu.
Zalecenia Komisji
a) Taryfy sieciowe powinny odzwierciedlać strukturę kosztów zarówno w perspektywie krótkoterminowej (takich jak straty sieciowe i koszty wynikające z ograniczeń), jak i długoterminowej, obejmującej planowane koszty inwestycji związane z rozwojem infrastruktury. W większości jurysdykcji krajowy organ regulacyjny posiada prawnie przyznane uprawnienia do ustalania lub zatwierdzania metodyki obliczania taryf.
b) Podział kosztów między grupy konsumentów, określony przez krajowy organ regulacyjny, wymaga szczególnej uwagi w miarę rozwoju systemu energetycznego. Jednak co do zasady wszyscy użytkownicy sieci powinni być obciążani opłatami za świadczone na ich rzecz usługi sieciowe. Należyta kontrola regulacyjna powinna zapewnić, aby koszty pokrywane przez konsumentów za pośrednictwem taryf sieciowych odzwierciedlały przyszłe potrzeby sieci.
c) Zgodnie z Planem działania na rzecz przystępnej cenowo energii, w stosownych przypadkach, państwa członkowskie mogłyby wykorzystać budżet publiczny do obniżenia opłat sieciowych, aby pokryć dodatkowe koszty wynikające z dużych inwestycji sieciowych niezbędnych do przyspieszenia dekarbonizacji i integracji rynkowej, zgodnie z ramami prawnymi, zasadami pomocy państwa i przepisami prawa konkurencji. Państwa członkowskie mogłyby również rozważyć możliwość wykorzystania dochodu z ograniczeń do finansowania inwestycji
wyprzedzających 26 , aby zmniejszyć ogólne obciążenie systemu taryf. Innym wariantem mogłyby być pożyczki państwowe na rozwój infrastruktury spłacane w oparciu o rzeczywisty poziom wykorzystania aktywów (zob. przykład Szwecji w sekcji 4.3). Gwarancje państwowe mogłyby przyczynić się ponadto do lepszego finansowania inwestycji wyprzedzających w przypadkach, gdy potrzebna nowa inwestycja wymaga zbyt dużych nakładów w porównaniu z istniejącą regulacyjną bazą aktywów lub wskaźnikiem zadłużenia przedsiębiorstw.
Jak przewidziano w Planie działania na rzecz przystępnej cenowo energii, do II kw. 2025 r. Komisja przedstawi wytyczne dotyczące taryf sieciowych wraz z związanym z tym wykorzystaniem środków z budżetu publicznego, a jeszcze w 2025 r. - strategię na rzecz inwestycji w czystą energię.
4.2. Opłaty za przyłączenie
Głównym celem opłat za przyłączenie do sieci jest odzyskanie kosztów nowych lub zmodernizowanych aktywów niezbędnych do przyłączenia użytkowników sieci. Ich konstrukcja odgrywa zatem zasadniczą rolę w zwrocie kosztów inwestycji wyprzedzających. Jeżeli chodzi o taryfy sieciowe, oprócz zwrotu kosztów związanych z opłatą za przyłączenie, można je również zaprojektować w taki sposób, aby zachęcały użytkowników sieci do zachowań korzystnych dla systemu.
Zalecenia Komisji
a) Opłaty za przyłączenie ustalone przez krajowe organy regulacyjne mogą pomóc w odzyskaniu kosztów przyłączenia projektów użytkowników sieci w bardziej inteligentny sposób. Można wykorzystać inteligentne projekty opłat za przyłączenie i ich poziomów, aby zachęcać do składania wniosków o przyłączenie, jeżeli jest to bardziej odpowiednie dla systemu, na przykład poprzez zapewnienie niższych (płytkich) opłat za przyłączenie na obszarach, na których zrealizowano wyprzedzające inwestycje sieciowe, oraz wyższych (głębokich) opłat za przyłączenie w przypadku, gdy użytkownicy sieci, mimo że nie zostali objęci planem, decydują się na opracowanie projektów na przeciążonych obszarach sieci. Może to zachęcić użytkowników sieci do udziału w procesie planowania (wyprzedzającego) oraz do proponowania projektów w lokalizacjach korzystnych dla systemu.
b) Opłaty za przyłączenie na obszarach inwestycji wyprzedzających powinny uwzględniać również fakt, że chociaż początkowo aktywa sieciowe mogą nie być w pełni wykorzystywane, w przyszłości można oczekiwać znacznej liczby nowych przyłączeń. Nadmierne obciążenie początkowych konsumentów na takich obszarach wysokimi opłatami za podłączenie mogłoby podważyć ich uzasadnienie biznesowe dotyczące wyboru lokalizacji na takim obszarze i niesprawiedliwie przesunąć na nich koszty, jeżeli dokonają podłączenia.
c) W przypadku gdy inwestycje wyprzedzające są znaczące, strategie odroczenia mogą złagodzić bezpośredni wpływ kosztów na konsumentów. Stosowanie standardowych opłat rezerwacyjnych (np. za MW), które stanowią udział w całkowitych (głębokich) kosztach wyprzedzających podzielonych przez oczekiwaną kwotę przyszłego zapotrzebowania użytkowników, może być skutecznym narzędziem zapewniającym powodzenie w zachęcaniu potencjalnych użytkowników sieci do wdrażania ich projektów na obszarach zgodnie z planami rozwoju sieci. Na przykład Irlandia wspiera tworzenie centrów energii odnawialnej poprzez stosowanie metodyki naliczania opłat za przyłączenie opartej na megawoltoamperach (MVA) 27 . Aby uniknąć wysokich kosztów przyłączenia dla początkowych konsumentów, niektóre systemy krajowe ustanawiają systemy zwrotu kosztów lub metody podziału kosztów między użytkownikami sieci 28 .
d) Jednocześnie można by lepiej zapobiegać ryzyku, że początkowo aktywa nie będą w pełni wykorzystane, jeżeli państwa członkowskie wprowadzą jednocześnie bardzo jasne zasady dotyczące wniosków o przyłączenie i określą maksymalne okresy przyłączenia wraz z jasnymi obowiązkami dotyczącymi operatorów, jak i użytkowników sieci. Jak określono w unijnym planie działań przemysłowych dla branży motoryzacyjnej, do końca 2025 r. Komisja Europejska przedstawi bardziej ogólne zalecenia dotyczące rozpatrywania wniosków o podłączenie.
4.3. Kontrola regulacyjna inwestycji sieciowych i zachęt
Wyzwania
Kontrola regulacyjna rozwoju sieci ma zasadnicze znaczenie dla zapewnienia, aby inwestycje były opłacalne i uzasadnione, a koszty energii elektrycznej pozostały na przystępnym poziomie. Jak wspomniano powyżej w sekcji 3.3, kontrolę regulacyjną inwestycji wyprzedzających należy prowadzić głównie na etapie planowania podczas oceny odpowiednich planów dotyczących sieci lub inwestycji sporządzonych przez operatorów sieci (ujętych w planie rozwoju sieci lub przedkładanych oddzielnie). Co istotne, należy rozpocząć ją już od planów rozwoju sieci, ponieważ plany te powinny stanowić podstawę analityczną dla decyzji inwestycyjnych.
Zalecenia Komisji
a) Krajowe organy regulacyjne powinny ustanowić z wyprzedzeniem jasne zasady zatwierdzania kosztów inwestycji wyprzedzających. Krajowe organy regulacyjne, w oparciu o planowanie dotyczące sieci, powinny ocenić potencjalne spadki poziomu dobrobytu wynikające z realizacji projektów "zbyt wcześnie" lub "zbyt późno", tak aby uwzględnić je w procesie zatwierdzania inwestycji. Powinno to zapewnić równe traktowanie inwestycji wyprzedzających i innych inwestycji, z uwzględnieniem ich szczególnego charakteru pod względem rozkładu ryzyka. Należy starannie wyważyć proces kontroli. Oznacza to na przykład unikanie zbyt rygorystycznych praktyk, takich jak obowiązek wykazania wartości projektów w zbyt wielu lub zbyt zróżnicowanych scenariuszach. Na przykład przepisy mogą określać konkretny scenariusz lub ich ograniczoną liczbę, w których stwierdzono potrzebę inwestycji, tak jak ma to miejsce w przypadku dziesięcioletniego planu rozwoju sieci oraz procesu wyboru projektów będących przedmiotem wspólnego lub wzajemnego zainteresowania na podstawie rozporządzenia TEN-E, które to plany i procesy opierają się na trzech scenariuszach, z których jeden - główny - traktowany jest priorytetowo w procesie oceny.
b) Co więcej, gdy projekty zaproponowane w planach rozwoju sieci lub planach inwestycyjnych zostaną pozytywnie ocenione, a uzasadnione (zatwierdzone) koszty - poniesione, nie powinno się administracyjnie kwestionować ich uwzględnienia ex post. Jeśli chodzi o wybudowane aktywa włączenie do regulowanej bazy aktywów nie powinno być kwestionowane przez krajowy organ regulacyjny w przypadku nieprzewidzianych zmian w rzeczywistym wykorzystaniu aktywów sieciowych w stosunku do oczekiwań modelowanych. Systemy regulacyjne powinny zapewniać stabilność i pewność realizowanych inwestycji, przy czym należy wprowadzić zachęty, aby skłonić operatorów systemów do możliwie największego ograniczenia niepewności (np. dalsze zwiększanie zaangażowania zainteresowanych stron w opracowywanie scenariuszy). Kary nakładane ex post na operatorów systemów za rzeczywiste wykorzystanie aktywów sieciowych, które różni się od oczekiwań w momencie oceny inwestycji wyprzedzającej, mogą stanowić istotny czynnik zniechęcający do przyszłych inwestycji. Po zatwierdzeniu przez organ regulacyjny decyzji dotyczącej inwestycji wyprzedzającej należy uznać, że spełnia ona solidne wymogi w zakresie planowania i podejmowania decyzji.
c) Oprócz szczególnych działań kontrolnych w odniesieniu do projektów lub programów, krajowe organy regulacyjne mogą również stosować analizę porównawczą w zakresie efektywności, aby poprawić opłacalność. Ważne jest, aby takie praktyki uwzględniały inwestycje wyprzedzające, a zatem aby nie opierały się wyłącznie na informacjach historycznych lub skuteczności w krótkiej perspektywie. W przeciwnym razie względne wyniki operatorów systemów, którzy realizują inwestycje wyprzedzające, przedstawiałyby się niekorzystnie, prowadząc tym samym do niewłaściwych zachęt.
d) Amortyzacja, określona przez krajowe organy regulacyjne, stanowi główną część dozwolonych dochodów wykorzystywanych do ustalania taryf. Dostosowanie profili amortyzacji może zmniejszyć krótkoterminowy wpływ kosztów inwestycji wyprzedzających na taryfy. Zazwyczaj aktywa sieciowe amortyzuje się przez ich okres użytkowania metodą liniową. Ponieważ inwestycje wyprzedzające mogą prowadzić do początkowego niepełnego wykorzystywania aktywów, natychmiastowe przeniesienie pełnych kosztów amortyzacji na konsumentów może prowadzić do gwałtownego wzrostu cen. W stosownych i uzasadnionych przypadkach amortyzacja mogłaby potencjalnie zostać skoncentrowana na etapie końcowym, aby przesunąć zwrot kosztów na przyszłe lata, gdy baza konsumentów będzie większa, a aktywa lepiej wykorzystywane. Takie podejście mogłoby ułatwić uzasadnienie inwestycji, nie obciążając nadmiernie obecnych konsumentów. Organy regulacyjne mogą również odroczyć początek okresu amortyzacji do czasu osiągnięcia pewnego poziomu wykorzystania aktywów lub popytu, aby wyrównać zwrot kosztów w czasie i lepiej dostosować go do rzeczywistego wykorzystania systemu i korzyści dla konsumentów. Niemniej jednak takie podejścia należy wyważyć z uzasadnieniem inwestycyjnym dla operatorów ze względu na wydłużony okres zwrotu z inwestycji, w szczególności z perspektywy finansowania i przepływów pieniężnych, gdzie większe nakłady ponosi się na początku, a dochody pojawiają się później. Może to zwiększyć ryzyko kredytowe i prowadzić do wyższych kosztów kapitału lub niechęci do finansowania inwestycji wyprzedzających.
e) Ponadto limity inwestycyjne stosowane przez krajowe organy regulacyjne, a także opóźnienia w uznawaniu kosztów, również mogą ograniczać inwestycje wyprzedzające - jeżeli takie limity istnieją, powinno się je znieść. Jeżeli uznawanie kosztów jest powiązane z konkretnym wskaźnikiem wykorzystania składnika aktywów, może to znacznie zniechęcać do inwestycji wyprzedzających. Podobnie, jeżeli duże projekty inwestycyjne zostaną włączone do regulacyjnej bazy aktywów dopiero po pełnym oddaniu do eksploatacji, może to zniechęcać do ich uwzględniania, jeżeli ryzyko związane z finansowaniem bazowym jest zbyt wysokie. Jeżeli chodzi o roczne pułapy inwestycyjne, stoi to w bezpośredniej sprzeczności z większą potrzebą inwestycyjną i może nie uwzględniać faktu, że przyszłe inwestycje mogą być bardziej efektywne niż oczekiwanie na pojawienie się popytu, jak wspomniano powyżej.
Przykłady niektórych praktyk umożliwiających inwestycje wyprzedzające:
| Austria | Operatorzy systemów są uprawnieni do zwrotu jeszcze przed oddaniem projektu do eksploatacji. Marża doliczana do pułapów przychodów umożliwia uzyskanie dodatkowego strumienia przychodów. |
| Belgia | Operatorzy systemów są uprawnieni do zwrotu jeszcze przed oddaniem projektu do eksploatacji - stopniowo włącza się go do regulowanej bazy aktywów. |
| Dania | Inwestycje wyprzedzające realizuje się na podstawie analizy wrażliwości w ramach planu rozwoju sieci oraz społecznoekonomicznej analizy kosztów i korzyści. Premia z tytułu ryzyka w dochodzie regulowanym w celu pokrycia strat w rzadkich przypadkach, gdy składnik aktywów okaże się niewykorzystany w pełni lub osierocony. |
| Niemcy | Operatorzy systemu dystrybucyjnego realizują również wyprzedzającą rozbudowę sieci, indywidualnie dla każdego przypadku. W takiej sytuacji do amortyzacji aktywów osieroconych można zastosować amortyzację specjalną. Ryzyko resztkowe kompensuje się premią z tytułu ryzyka w ramach kalkulacyjnej stopy zwrotu z kapitału własnego. Marża doliczana do pułapów przychodów umożliwia uzyskanie dodatkowego strumienia przychodów. |
| Irlandia | Tworzenie z wyprzedzeniem centrów energii odnawialnej określonych przez operatorów systemów na podstawie oczekiwanych projektów, dostępnej mocy wytwórczej, dostępnej przepustowości sieci na wcześniejszych etapach lub innych czynników. W przypadku tych centrów pilotażowych oczekuje się realizacji inwestycji wyprzedzających (np. modernizacji transformatorów w podstacjach). |
| Portugalia | W modelu TOTEX nowe inwestycje uwzględniane w regulowanej bazie aktywów ex ante opierają się na planie rozwoju sieci. |
| Szwecja | Pożyczki na wzmocnienie sieci 29 : państwo ponosi ryzyko finansowe w odniesieniu do tej części wzmocnienia sieci, której nie wykorzystuje się na etapie początkowym. Pożyczkę spłaca się proporcjonalnie do stopnia wykorzystania. |
4.4. Postrzegane ryzyko i strategie ograniczania ryzyka
Wyzwania
Inwestycje wyprzedzające, biorąc pod uwagę ich charakter, mogą wiązać się z różnym stopniem ryzyka. Aktywa mogą stać się aktywami osieroconymi w przypadku oddania do eksploatacji projektu sieciowego, który, wbrew analizom przeprowadzonym w momencie podejmowania decyzji inwestycyjnej, okazuje się niewykorzystany, ponieważ oczekiwane wytwarzanie lub popyt się nie pojawiają. Aktywa osierocone mogą stanowić poważne ryzyko, ponieważ konsumenci będą ponosić, w ramach części rachunków za energię elektryczną dotyczącej taryf sieciowych, koszty inwestycji, która nie przynosi im żadnych korzyści. Ryzyko to jest jednak ograniczone, jeżeli potrzeby w zakresie sieci wykazano w różnych scenariuszach, co uzasadnia wysokie prawdopodobieństwo złożenia wniosków o przyłączenie do sieci, nawet jeżeli zrobią to inni użytkownicy niż pierwotnie przewidywano. Takie ograniczone ryzyko będzie często dotyczyć obszarów przyspieszonego rozwoju energii ze źródeł odnawialnych, obszarów dla infrastruktury sieci i magazynowania niezbędnych do integracji energii odnawialnej z systemem elektroenergetycznym 30 , obszarów publicznie dostępnej infrastruktury ładowania pojazdów elektrycznych w sieci TEN-T 31 , powstających niskoemisyjnych ośrodków przemysłowych (w tym instalacji wodorowych) oraz obszarów, na których wspiera się węzły skoncentrowanej elektryfikacji, takich jak porty i ośrodki miejskie, w których intensywnie promuje się elektromobilność oraz elektryczne ogrzewanie i chłodzenie.
Inne zagrożenia mogą być ponadto mniej dotkliwe, ale bardziej powszechne. Może się zdarzyć, że użytkownicy sieci przewidziani w scenariuszach złożą wnioski o przyłączenie, lecz nastąpi to później, niż pierwotnie zakładano. Prowadzi to do ryzyka związanego z faktem, że niektóre aktywa sieciowe początkowo nie są w pełni wykorzystywanie.
Zalecenia Komisji
a) Ocena ryzyka ma zasadnicze znaczenie i należy ją przeprowadzić na etapie określania i analizy scenariuszy.
Krajowe organy regulacyjne lub organy państw członkowskich powinny ustanowić jasne zasady takiej oceny, a operatorzy sieci powinni je odpowiednio stosować. Ryzyko związane z rozwojem sieci należy oceniać w świetle kosztów i korzyści postrzeganych przez konsumentów oraz w odniesieniu do alternatywnych scenariuszy kontrfaktycznych, w których sieci nie rozbudowano z wystarczającym wyprzedzeniem i w związku z tym wzrosną społeczne koszty utraconych korzyści. Inwestycje należy wspierać poprzez uwzględnienie ich we wcześniej określonych scenariuszach.
b) Ryzyko można złagodzić również w drodze dwuetapowej oceny głównych projektów rozwoju sieci. Takie podejście polega, po pierwsze, na zatwierdzeniu przez organy regulacyjne kosztów związanych z działaniami poprzedzającymi rozpoczęcie budowy (tj. projektowaniem i wydawaniem pozwoleń), a po drugie, na budowie, po kolejnym potwierdzeniu w ramach kolejnej rundy planu rozwoju sieci lub na podstawie innych okoliczności, w tym wyników procedur przetargowych w zakresie OZE. Oprócz zapobiegania kosztom utopionym umożliwia to szybszy rozwój projektów przy ograniczonych kosztach.
c) Państwa członkowskie mogą odgrywać rolę w zmniejszaniu ryzyka związanego z częścią inwestycji, gdy aktywa sieciowe nie są wykorzystywane w pełni. Oprócz wspomnianych wcześniej dostosowanych systemów wykorzystujących stopę zwrotu i dostosowanych opłat za przyłączenie, wykorzystanie dostępnych środków publicznych na finansowanie inwestycji mogłoby zmniejszyć ogólne obciążenie wynikające z taryf sieciowych, zgodnie z obowiązującym prawodawstwem oraz zasadami pomocy państwa i przepisami prawa konkurencji, jak wspomniano w Planie działania na rzecz przystępnej cenowo energii. Komisja przedstawi wytyczne zgodnie z tym, co ogłoszono w Planie działania na rzecz przystępnej cenowo energii i opisano w sekcji 4.1 powyżej. Państwowe pożyczki na rozwój infrastruktury, spłacane w oparciu o rzeczywisty poziom wykorzystania aktywów, mogłyby stanowić inny wariant. Rozwiązanie to pozwalałoby na odroczenie spłaty, przy czym ryzyko ponosiłby podmiot publiczny udzielający pożyczki.
d) ENTSO-E i organizacja OSD UE powinny ponadto wspierać ograniczanie ryzyka, dzieląc się najlepszymi praktykami i proponując metodykę przeprowadzania ocen prawdopodobieństwa służących do określania poziomów niepewności w odniesieniu do opracowywania nowych projektów.
5. WNIOSKI
Aby można było w pełni wykorzystać potencjał inwestycji wyprzedzających, należy dostosować istniejące praktyki, począwszy od planowania sieci poprzez inwestycje i zatwierdzanie kosztów, aż po ustalanie opłat za przyłączenie. W tym celu Komisja przedstawia w niniejszych wytycznych szereg zaleceń dla operatorów systemu przesyłowego i dystrybucyjnego, krajowych organów regulacyjnych i państw członkowskich (zob. załącznik do wytycznych).
Komisja Europejska będzie nadal wspierać rozwój infrastruktury sieci na poziomie europejskim, krajowym i regionalnym w sposób oszczędny pod względem kosztów, aby osiągnąć cele w zakresie energii i klimatu. Pakiet dotyczący europejskich sieci energetycznych, zapowiedziany w Planie działania na rzecz przystępnej cenowo energii, ma na celu dalszą poprawę planowania sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, przyspieszenie wydawania pozwoleń, optymalizację podziału kosztów, pobudzanie innowacji i wspieranie łańcuchów dostaw. Komisja Europejska będzie również nadal wspierać państwa członkowskie i zainteresowane strony w poszukiwaniu najlepszych możliwych sposobów finansowania infrastruktury sieciowej, w tym inwestycji wyprzedzających.
Komitet Stały Rady Ministrów wprowadził bardzo istotne zmiany do projektu ustawy przygotowanego przez Ministerstwo Rodziny, Pracy i Polityki Społecznej – poinformował minister Maciej Berek w czwartek wieczorem, w programie „Pytanie dnia” na antenie TVP Info. Jak poinformował, projekt nowelizacji ustawy o PIP powinien trafić do Sejmu w grudniu 2025 roku, aby prace nad nim w Parlamencie trwały w I kwartale 2026 r.
05.12.2025
4 grudnia Komitet Stały Rady Ministrów przyjął projekt zmian w ustawie o PIP - przekazało w czwartek MRPiPS. Nie wiadomo jednak, jaki jest jego ostateczny kształt. Jeszcze w środę Ministerstwo Zdrowia informowało Komitet, że zgadza się na propozycję, by skutki rozstrzygnięć PIP i ich zakres działał na przyszłość, a skutkiem polecenia inspektora pracy nie było ustalenie istnienia stosunku pracy między stronami umowy B2B, ale ustalenie zgodności jej z prawem. Zdaniem prawników, to byłaby kontrrewolucja w stosunku do projektu resortu pracy.
05.12.2025
Przygotowany przez ministerstwo pracy projekt zmian w ustawie o PIP, przyznający inspektorom pracy uprawnienie do przekształcania umów cywilnoprawnych i B2B w umowy o pracę, łamie konstytucję i szkodzi polskiej gospodarce – ogłosili posłowie PSL na zorganizowanej w czwartek w Sejmie konferencji prasowej. I zażądali zdjęcia tego projektu z dzisiejszego porządku posiedzenia Komitetu Stałego Rady Ministrów.
04.12.2025
Prezydent Karol Nawrocki podpisał we wtorek ustawę z 7 listopada 2025 r. o zmianie ustawy o ochronie zwierząt. Jej celem jest wprowadzenie zakazu chowu i hodowli zwierząt futerkowych w celach komercyjnych, z wyjątkiem królika, w szczególności w celu pozyskania z nich futer lub innych części zwierząt. Zawetowana została jednak ustawa zakazująca trzymania psów na łańcuchach. Prezydent ma w tym zakresie złożyć własny projekt.
02.12.2025
Resort pracy nie podjął nawet próby oszacowania, jak reklasyfikacja umów cywilnoprawnych i B2B na umowy o pracę wpłynie na obciążenie sądów pracy i długość postępowań sądowych. Tymczasem eksperci wyliczyli, że w wariancie skrajnym, zakładającym 150 tys. nowych spraw rocznie, skala powstałych zaległości rośnie do ponad 31 miesięcy dodatkowej pracy lub koniecznego zwiększenia zasobów sądów o 259 proc. Sprawa jest o tyle ważna, że na podobnym etapie prac są dwa projekty ustaw, które – jak twierdzą prawnicy – mogą zwiększyć obciążenie sądów.
25.11.2025
Rada Ministrów przyjęła projekt nowelizacji ustawy o Funduszu Medycznym - poinformował w środę rzecznik rządu Adam Szłapka. Przygotowana przez resort zdrowia propozycja zakłada, że Narodowy Fundusz Zdrowia będzie mógł w 2025 r. otrzymać dodatkowo około 3,6 mld zł z Funduszu Medycznego. MZ chce również, by programy inwestycyjne dla projektów strategicznych były zatwierdzane przez ministra zdrowia, a nie jak dotychczas, ustanawiane przez Radę Ministrów. Zamierza też umożliwić dofinansowanie programów polityki zdrowotnej realizowanych przez gminy w całości ze środków Funduszu Medycznego.
19.11.2025| Identyfikator: | Dz.U.UE.C.2025.3179 |
| Rodzaj: | Informacja |
| Tytuł: | Zawiadomienie Komisji w sprawie wytycznych dotyczących inwestycji wyprzedzających na rzecz rozwoju przyszłościowych sieci elektroenergetycznych |
| Data aktu: | 06/06/2025 |
| Data ogłoszenia: | 06/06/2025 |
| Data wejścia w życie: | 06/06/2025 |