Współcześnie nie można wyobrazić sobie funkcjonowania gospodarki kraju bez energetyki. Ten sektor gospodarki ma strategiczne znaczenie dla każdego państwa, dlatego jest mocno regulowany zarówno przez przepisy krajowe, jak i – w przypadku państw będących członkami Unii Europejskiej – przez regulacje europejskie.
Regulacje te nakierowane są na zapewnienie dostępu do energii elektrycznej wszystkim podmiotom gospodarki (gospodarstwom domowym, przedsiębiorstwom, instytucjom), zwiększenie efektywności funkcjonowania i rozwój sektora energetycznego. Wprowadzanie różnych mechanizmów regulacyjnych ma eliminować niepożądane działania, w tym ewentualne zakłócenia w dostawach energii czy niekontrolowane wzrosty jej cen, co mogłoby negatywnie wpływać na całą gospodarkę. W Polsce działalność w zakresie rynku energii reguluje Urząd Regulacji Energetyki (URE), zaliczany do centralnych organów administracji rządowej. URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą Prawo energetyczne i założeniami polityki energetycznej państwa, równoważąc jednocześnie interesy podmiotów rynku energii.
Rok 2018 przyniósł szereg zmian regulacyjnych zarówno na poziomie krajowym, jak i europejskim. Najważniejsze z punktu widzenia funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego to Ustawa o Rynku Mocy i przeprowadzenie pierwszych aukcji głównych na dostawy mocy, zmiany w Ustawie o podatku akcyzowym, nowelizacja Ustawy prawo energetyczne i Ustawy o odnawialnych źródłach energii, czy zmiany w dyrektywie o handlu uprawnieniami do emisji CO2.
Regulacje krajowe:
Prace nad Ustawą o rynku mocy rozpoczęły się w 2016 r. Celem było wprowadzenie mechanizmu, który będzie gwarantował utrzymanie mocy wytwórczych w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym na poziomie zapewniającym stałe i bezpieczne dostawy energii elektrycznej. Wprowadzenie rynku mocy ma zachęcać do podejmowania działań inwestycyjnych, które przełożą się na wspomniany stały poziom mocy wytwórczych na rynku w krótkiej i długiej perspektywie czasu.
W następstwie tych prac w grudniu 2018 r. Prezydent RP podpisał Ustawę o rynku mocy, która weszła w życie 18 stycznia 2019 r. Ustawa ta ma znaczący wpływ na przyszłość funkcjonowania polskiego sektora energetycznego. Zmienia ona architekturę rynku energii elektrycznej z dotychczasowego rynku jednotowarowego – energii – na rynek dwutowarowy – energii i mocy. Ustawa wprowadza możliwość zawierania kontraktów mocowych trwających do 15 lat dla nowych jednostek wytwórczych oraz do 5 lat dla jednostek modernizowanych lub planowanych jednostek redukcji zapotrzebowania – DSR. Dodatkowo dla jednostek nowych lub modernizowanych o emisyjności poniżej 450 kg CO2/MWh oraz jednostek kogeneracyjnych zasilających systemy ciepłownicze wprowadzono możliwość zawierania umów mocowych dłuższych o kolejne 2 lata.
W ramach rynku mocy w listopadzie i grudniu 2018 r. zostały przeprowadzone pierwsze aukcje główne rynku mocy z dostawą na lata 2021-2023. Podmioty uczestniczące w aukcjach świadczą usługę na rzecz Operatora Systemu Przesyłowego: pozostania w gotowości do wytworzenia energii elektrycznej oraz jej dostarczenia lub redukcji własnego poboru do KSE (zgodnie z zapotrzebowaniem Operatora). Za realizację obowiązku mocowego podmioty będą wynagradzane, co ma zachęcać je do inwestowania w nowe jednostki wytwórcze. Za bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej zapłacą odbiorcy końcowi w taryfie przesyłowej, w tzw. opłacie mocowej.
Ustawa z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw ma służyć ochronie w 2019 r. odbiorców energii elektrycznej przed istotnym wzrostem jej ceny. W tym celu ustawa przewiduje, poza obniżeniem stawki akcyzy z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh oraz obniżeniem stawek opłaty przejściowej dla wszystkich odbiorców o 95%, także „zamrożenie” w 2019 r. cen i stawek opłat wynikających z taryf i cenników energii elektrycznej stosowanych przez spółki obrotu energią elektryczną na poziomie cen i stawek opłat z dnia 30 czerwca 2018 r., z uwzględnieniem zmiany stawki akcyzy.
Jednocześnie ustawa przyznaje podmiotom zobowiązanym prawo do rekompensat z tytułu utraconych przychodów. Rekompensaty mają być finansowane ze środków nowo utworzonego Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny, dysponowanego przez Ministra Energii, którym zarządza Zarządca Rozliczeń S.A.
Kolejna zmiana przepisów w tym zakresie nastąpiła ustawą o zmianie ustawy o podatku akcyzowym, która została uchwalona w lutym 2019 r. Najważniejszymi elementami są: doprecyzowanie, że ceny i stawki opłat w określonych wysokościach należy stosować do odbiorców końcowych, usunięcie przepisów nakładających na OSP i OSD obowiązek stosowania w 2019 r. cen i stawek za energię elektryczną w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat brutto stosowane w dniu 31 grudnia 2018 r., objęcie przepisami ustawy także tych podmiotów, które same kupują energię elektryczną bezpośrednio na towarowej giełdzie bądź dokonują zakupu za pośrednictwem domu maklerskiego lub towarowego domu maklerskiego.
W 2019 r. Ministerstwo Energii przedstawiło projekt rozporządzenia w sprawie sposobu obliczenia rekompensat dla zobowiązanych przedsiębiorstw energetycznych. Przeprowadzono konsultacje społeczne, natomiast rozporządzenie nie zostało podpisane przez Ministra.
Na posiedzeniu Sejmu RP w dniach 12-14 czerwca dokonało kolejnej nowelizacji ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym, która wprowadza zmiany do systemu rekompensat. Do końca czerwca 2019 r. wszystkie podmioty będą kupować energię po cenach z 2-18 r., natomiast od 1 lipca odbiorcy zostaną podzieleni na 3 grupy. Gospodarstwa domowe oraz inne podmioty korzystające z taryfy G (szpitale, jednostki sektora finansów publicznych, mikro oraz małe przedsiębiorstwa) będą kupować energię po cenach z 2018 r., a spółki obrotu będą mogły ubiegać rekompensatę finansową w związku ze świadczeniem usługi publicznej od Zarządcy Rozliczeń S.A.
Spółki obrotu nie będą miały obowiązku oferowania energii elektrycznej po cenach z 2018 r. średnim i dużym przedsiębiorstwom (będą mogły ubiegać się u Zarządcy Rozliczeń S.A. o dofinansowanie w ramach pomocy de minimis) oraz przedsiębiorstwom energochłonnym (będą korzystać z mechanizmu wsparcia zapisanego w projekcie ustawy o systemie rekompensat dla sektorów i podsektorów energochłonnych).
Rok 2018 był rokiem sukcesywnego podnoszenia poziomu tzw. obliga giełdowego, tj. obowiązku publicznej sprzedaży energii elektrycznej przez jej wytwórców na giełdzie towarowej lub na innych zorganizowanych platformach lub w systemach obrotu. Wraz z wejściem w życie ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, od dnia 1 stycznia 2018 r. poziom obliga giełdowego został podniesiony z 15% do 30% energii elektrycznej wytworzonej w roku kalendarzowym przez jej wytwórcę niekorzystającego z prawa do pokrycia tzw. kosztów osieroconych (czyli różnicy pomiędzy planowanym przychodem na etapie inwestycji, a przychodem realnie uzyskanym w warunkach rynkowych). Ustawą z dnia 9 listopada 2018 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, od dnia 1 stycznia 2019 r. podniesiono poziom obliga giełdowego z 30% do 100% wolumenu wytworzonej energii elektrycznej. Nowelizacje utrzymały w mocy dotychczasowe wyłączenia z obliga giełdowego. Dotyczyły one m.in. energii z OZE, kogeneracji, energii wytworzonej w jednostkach o łącznej mocy zainstalowanej nie większej niż 50 MW a także energii sprzedawanej na potrzeby wykonywania długoterminowych zobowiązań wynikających z umów zawartych z instytucjami finansowymi w celu realizacji inwestycji związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej. Dodatkowo, ostatnia nowelizacja z dnia 9 listopada 2018 r. wprowadziła zwolnienia z mocy prawa, dedykowane dla nowych jednostek wytwórczych, które rozpoczęły wytwarzanie energii po raz pierwszy po 1 lipca 2017 r., w ramach sprzedaży energii realizowanej w formułach finansowania typu project finance lub corporate finance. Zgodnie z przepisami przejściowymi noweli z 9 listopada 2018 r., dotychczasowe, niższe poziomy obliga giełdowego stosuje się do energii elektrycznej będącej przedmiotem umów zawartych do dnia wejścia w życie tej noweli.
Dotychczasowy system wsparcia dla jednostek kogeneracyjnych oparty na świadectwach pochodzenia wygasł z końcem 2018 r. Został on zastąpiony mechanizmami wynikającymi z ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.
Ustawa wprowadza liczne ograniczenia w stosowaniu mechanizmów wsparcia kogeneracji, w szczególności:
- zawężenie kręgu jednostek wytwórczych z niego korzystających do elektrociepłowni, dla których jednostkowy poziom emisji CO2 nie przekroczy 450 kg/MWh wytwarzanej energii (liczonej łącznie dla produkcji energii elektrycznej i ciepła),
- pozbawienie wsparcia wytwórców energii elektrycznej w instalacjach OZE korzystających z systemu wsparcia dla OZE, a także wytwórców pobierających wynagrodzenie na podstawie umowy z OSP na wskazane w ustawie regulacyjne usługi systemowe, w części dotyczącej energii elektrycznej, za którą to wynagrodzenie przysługuje,
- w przypadku jednostek wprowadzających do publicznej sieci ciepłowniczej mniej niż 70% wytworzonego ciepła, wsparcie zostało ograniczone proporcjonalnie do udziału ciepła wprowadzonego do sieci w cieple wytworzonym.
Rodzaj udzielanego wsparcia jest uzależniony od zainstalowanej mocy elektrycznej, daty wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej oraz przewidywanych nakładów inwestycyjnych na jednostkę, a samo wsparcie będzie miało formę dodatkowego świadczenia pieniężnego w postaci premii kogeneracyjnej lub premii gwarantowanej. W przypadku największych jednostek, o mocy nie mniejszej niż 300 MWe, premia (kalkulowana indywidualnie) będzie mogła być udzielona dopiero po wydaniu przez Komisję Europejską decyzji uznającej takie wsparcie za dozwoloną pomoc publiczną. Okres korzystania ze wsparcia wynosi maksymalnie 15 lat dla jednostek nowych i znacznie zmodernizowanych (krótsze okresy 5, 6 i 7 lat przewidziano dla jednostek zmodernizowanych).
Koszty nowego systemu wsparcia będą alokowane na wszystkich odbiorców końcowych systemu elektroenergetycznego poprzez wprowadzenie odrębnej stawki opłaty („opłaty kogeneracyjnej”) w ramach taryf operatorów systemów elektroenergetycznych. W roku 2019 stawka opłaty kogeneracyjnej wyniesie 1,58 PLN/MWh.
W 2018 r. prowadzone były prace nad nowelizacją ustawy o odnawialnych źródłach energii, która weszła w życie dnia 7 czerwca 2018 r. Celem nowelizacji było przede wszystkim umożliwienie organizacji i przeprowadzania przez Prezesa URE kolejnych aukcji OZE oraz zapewnienie pełnej zgodności przepisów powyższej ustawy z unijnymi „Wytycznymi w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach 2014-2020”.
W nowelizacji wprowadzono także m.in. nowe zasady kumulacji pomocy publicznej, nowy podział na koszyki aukcyjne (wprowadzono pięć koszyków w oparciu o rodzaj wykorzystywanego źródła energii oraz moc zainstalowaną), a także dodatkową formę wsparcia w postaci taryf Feed in Tariff (FIT) i Feed in Premium (FIP) dla wytwórców energii ze źródeł odnawialnych dedykowanych dla mikro i małych instalacji OZE wykorzystujących stabilne i przewidywalne źródła energii (hydroenergia, biogaz, biogaz rolniczy).
28 lutego 2019 r. ukazał się projekt nowelizacji ustawy o OZE, który w dniu 25 czerwca został zaakceptowany przez Radę Ministrów. Celem nowelizacji jest umożliwienie przeprowadzenia aukcji w 2019 roku, min. w celu wypełnienia przez Polskę celu 15% udziału OZE w energii finalnej.
W związku z tym, projekt ustawy określa minimalny udziału energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w sprzedaży energii elektrycznej na poziomie 19,50% (do obecnych 19,35%) z oze oraz na poziomie 0,50% (do obecnych 0,65%) z biogazu rolniczego.
Dodatkowo proponuje się precyzyjne wskazanie, że zwaloryzowana pomoc inwestycyjna, brana pod uwagę przy obliczaniu stałej ceny zakupu energii elektrycznej, uwzględniana jest od dnia 1 października 2005 r. Ma zostać zwiększony również dopuszczalny wiek instalacji OZE (innych niż wykorzystujące energię: promieniowania, wiatru na lądzie oraz wiatru na morzu), jakie mogą brać udział w aukcjach OZE – z 36 do 42 miesięcy.
Wprowadzono także nową definicję „prosumenta energii odnawialnej” i objęto nią przedsiębiorców, dla których wytwarzanie energii nie stanowi przedmiotu przeważającej działalności gospodarczej. Prosument będzie mógł wytwarzać energię elektryczną w mikroinstalacji (moc do 50kW).
Regulacje europejskie:
Konkluzje BAT (Best Available Techniques), czyli najlepsze dostępne techniki, to dokument wskazujący możliwe wykorzystanie poszczególnych technologii w celu ograniczenia emisji i oddziaływania na środowisko naturalne. Dokument ten wskazuje dozwolone wielkości emisji, jakie są dopuszczalne dla konkretnych technologii wytwarzania. Konsekwencją wprowadzenia konkluzji w życie jest konieczność dostosowania instalacji spalania paliw do wymagań określonych w dokumencie, poprzez:
- modernizację istniejących źródeł wytwarzania,
- modernizację lub budowę instalacji oczyszczania spalin,
- wyposażenie jednostek wytwórczych w monitoring ciągły dla zanieczyszczeń, które dotychczas nie zostały objęte takim obowiązkiem.
W kwietniu 2017 r. w Komisji Europejskiej przegłosowane zostały nowe standardy zaostrzające normy emisji dla przemysłu, czyli tzw. Konkluzje BAT dla dużych obiektów spalania energetycznego, a w lipcu Unia Europejska podjęła decyzję wykonawczą w tej sprawie, która została oficjalnie opublikowana w sierpniu 2017 r. W momencie publikacji konkluzje BAT stały się częścią obowiązującego w Polsce porządku prawnego i stanowią podstawę do wydawania pozwoleń na budowę i funkcjonowanie instalacji wytwórczych.
Dokument określa dopuszczalny poziom emisji substancji: NOx, SO2 oraz pyłu, a także wprowadza standardy emisyjne na substancje dotychczas nimi nieobjęte, czyli: rtęć, chlorowodór, fluorowodór i amoniak.
Konkluzje BAT dotyczą zarówno nowo budowanych instalacji wytwórczych, jak również tych już funkcjonujących. Istniejące aktywa mają na dostosowanie się do nowych wymogów 4 lata, niemniej jako nieprzekraczalny określony został termin 17 sierpnia 2021 r., kiedy muszą już spełniać określone w konkluzjach BAT wymogi. W uzasadnionych przypadkach istnieje możliwość starania się o uzyskanie czasowych odstępstw od konkluzji BAT. Rewizja konkluzji BAT i założonych tam limitów emisji będzie podlegać cyklicznym, ośmioletnim, przeglądom.
Nowe, bardziej restrykcyjne wymogi konkluzji BAT dotyczące granicznych wielkości emisyjnych zanieczyszczeń mają istotny wpływ na przyszłość europejskich elektrowni węglowych i są tym samym ogromnym wyzwaniem dla sektora energetycznego.
14 marca 2018 r. Parlament Europejski i Rada Unii Europejskiej zatwierdziła Dyrektywę 2018/410, określającą zasady handlu uprawnieniami do emisji CO2 w IV okresie rozliczeniowym (2021-2030). Do najważniejszych zmian ujętych w Dyrektywie należą:
- podniesienie liniowego wskaźnika redukcji (LRF – Linear Reduction Factor) z obowiązującego poziomu 1,74% do 2,2%;
- wprowadzenie mechanizmu stabilizacji rynkowej (MSR – Market Stability Reserve), który co do zasady ma zmniejszyć ilość uprawnień dostępnych na rynku;
- określenie całkowitej dostępnej puli aukcyjnej w IV okresie rozliczeniowym zasadniczo na poziomie 57%;
- utworzenie Funduszu Innowacji oraz Funduszu Modernizacji. Fundusz Innowacji ma wspierać nowoczesne niskoemisyjne technologie pulą uprawnień na poziomie 400 mln EUA. Fundusz Modernizacji będzie wspierał w modernizacji sektora energetycznego państwa członkowskie o najniższym PKB, z pominięciem jednak wsparcia dla wytwarzania energii elektrycznej z paliw kopalnych (z wyjątkiem energetyki w Rumunii i Bułgarii);
- utrzymanie możliwości przejściowego przydziału bezpłatnych uprawnień na modernizację sektora energetycznego (art. 10c), jednak wymagane jest wprowadzenie procedury przetargowej dla projektów na kwotę inwestycji ponad 12,5 mln EUR. Wysokość wsparcia z wykorzystaniem nieodpłatnych uprawnień może maksymalnie sięgać 70%;
- stworzenie państwom członkowskim możliwości wykorzystania całkowitego przydziału bezpłatnych uprawnień przyznanych na podstawie art. 10c lub jego części w celu wsparcia Funduszu Modernizacji.
„Pakiet zimowy” to zestaw kilkunastu dokumentów, w tym ośmiu określających regulacje prawne w zakresie polityki klimatyczno-energetycznej Unii Europejskiej, obejmujące swoim zakresem cztery obszary działań: bezpieczeństwo dostaw, wewnętrzny rynek energii, efektywność energetyczną i transformację energetyczną. Do najważniejszych dokumentów należą: rozporządzenie dotyczące systemu zarządzania unią energetyczną (tzw. Governance), nowelizacja rozporządzenia dotyczącego wewnętrznego rynku energii, nowelizacja dyrektywy o wewnętrznym rynku energii, nowelizacja dyrektywy o wykorzystaniu energii ze źródeł odnawialnych, nowelizacja rozporządzenia ACER, nowelizacja dyrektywy o efektywności energetycznej oraz rozporządzenie o gotowości na ryzyko w sektorze elektroenergetycznym.
| Komisja Europejska propozycja |
Uzgodnienia między instytucjami UE negocjacje |
Parlament Europejski przyjęcie |
Rada przyjęcie |
Dziennik Urzędowy publikacja |
|
| Charakterystyka energetyczna budynków | 30/11/2016 | Porozumienie polityczne | 17/04/2018 | 14/05/2018 | 19/06/2018 Dyrektywa (UE) 2018/844 |
| OZE | 30/11/2016 | Porozumienie polityczne | 13/11/2018 | 04/12/2018 | 21/12/2018 Dyrektywa (UE) 2018/2001 |
| Efektywność energetyczna | 30/11/2016 | Porozumienie polityczne | 13/11/2018 | 04/12/2018 | 21/12/2018 Dyrektywa (UE) 2018/2002 |
| Rozporządzenie o zarządzaniu unią energetyczną | 30/11/2016 | Porozumienie polityczne | 13/11/2018 | 04/12/2018 | 21/12/2018 Rozporządzenie (UE) 2018/1999 |
| Rozporządzenie o rynku wewnętrznym | 30/11/2016 | Porozumienie polityczne | 26/03/2019 | w trakcie | – |
| Dyrektywa o rynku wewnętrznym | 30/11/2016 | Porozumienie polityczne | 26/03/2019 | w trakcie | – |
| Gotowość na ryzyko | 30/11/2016 | Porozumienie polityczne | 26/03/2019 | w trakcie | – |
| ACER | 30/11/2016 | Porozumienie polityczne | 26/03/2019 | w trakcie | – |
W 2018 r. na poziomie UE prowadzone były działania ukierunkowane na wypracowanie ostatecznej treści zapisów dokumentów wchodzących w skład „Pakietu Zimowego”. Rozporządzenie dotyczące systemu zarządzania unią energetyczną reguluje następujące kwestie:
- obowiązek przygotowania przez Państwa Członkowskie krajowych planów klimatyczno-energetycznych, będące podstawowym instrumentem zarządzania unią energetyczną i obejmujące jej 5 filarów (bezpieczeństwo dostaw, wewnętrzny rynek energii, efektywność energetyczna, dekarbonizacja oraz badania, rozwój i konkurencyjność)
- punkty referencyjne w zakresie wkładu w realizację celu udziału energii z OZE w latach 2022, 2025 i 2027 przyjęto ostatecznie na poziomie odpowiednio 18%, 43% oraz 65% wyznaczonego 32% celu unijnego,
- wkład w realizację celu efektywności energetycznej Unii Europejskiej,
- cel 15% zdolności przesyłowych interkonektorów dla sieci elektroenergetycznych do 2030 r.
Najbardziej istotnym elementem „Pakietu Zimowego” jest nowelizacja rozporządzenia dotyczącego wewnętrznego rynku energii z uwagi na wprowadzane przez nią przyszłe ograniczenia możliwości stosowania mechanizmów mocowych. W wyniku trilogu (dialogu trójstronnego pomiędzy Parlamentem Europejskim, Radą Europejską i Komisją Europejską) uzgodniono, że:
- jednostki wytwórcze oparte na paliwach kopalnych, emitujące więcej niż 550 gr CO2/kWh produkowanej energii elektrycznej, które rozpoczęły produkcję komercyjną po wejściu w życie rozporządzenia, nie będą mogły być zaangażowane w mechanizmy mocowe i nie będą mogły otrzymywać płatności z tych mechanizmów, jak również być objęte zobowiązaniami do otrzymywania przyszłych płatności z mechanizmów mocowych,
- jednostki wytwórcze oparte na paliwach kopalnych, emitujące więcej niż 550 gr CO2/kWh produkowanej energii elektrycznej i więcej niż 350 kg CO2 średniorocznie na kWe mocy zainstalowanej, które rozpoczęły produkcję komercyjną przed wejściem w życie rozporządzenia, nie będą mogły być zaangażowane w mechanizmy mocowe i nie będą mogły otrzymywać płatności z tych mechanizmów, jak również być objęte zobowiązaniami do otrzymywania przyszłych płatności z mechanizmów mocowych najpóźniej od 1 lipca 2025 r.,
- państwa członkowskie stosujące mechanizmy mocowe w momencie wejścia w życie rozporządzenia powinny dostosować te mechanizmy poprzez wprowadzenie wspomnianych powyżej ograniczeń emisyjnych, jednak bez uszczerbku dla zobowiązań lub kontraktów zawartych przed 31 grudnia 2019 r.
W zakresie rewizji dyrektywy w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego, kluczowy element osiągniętego porozumienia dotyczy uprawnienia dostawców energii elektrycznej do samodzielnego ustalenia cen energii elektrycznej w celu wzmocnienia konkurencji i stworzenia efektywnego, rynkowego procesu ich ustalania. Jednocześnie zapewniono, by nadal byli chronieni tzw. wrażliwi konsumenci oraz mikroprzedsiębiorcy poprzez uprawnienie państw członkowskich do ustanawiania dla tych grup odbiorców cen regulowanych. Ponadto szereg uzgodnionych przepisów zmienianej dyrektywy dotyczy wzmocnienia pozycji konsumentów.
Kolejnym elementem „Pakietu Zimowego”, który został uzgodniony w 2018 r. w ramach trilogu pomiędzy Parlamentem Europejskim, Radą Unii Europejskiej a Komisją Europejską była rewizja dyrektywy w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych. Główne punkty ustaleń to:
- cel 32% udziału energii z OZE w 2030 r., wiążący na poziomie UE, z klauzulą przeglądu w 2023 r. celem sprawdzenia, czy ustalony cel mógłby zostać zwiększony,
- wyłączenie z opłat dla energii z OZE na własne potrzeby dla małych instalacji do 30 kW,
- cel OZE w cieple i chłodzie na poziomie 1,3% z możliwością 40% dla ciepła odpadowego.
W ramach rewizji dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej ustalono:
- niewiążący cel poprawy efektywności energetycznej dla całej UE na poziomie 32,5% w 2030 r.,
- obowiązkowy cel oszczędności każdego roku na poziomie 0,8% rocznego wolumenu sprzedaży obiorcom końcowym,
- Primary Energy Factor (PEF) na poziomie 2.1, mający zastosowanie nie tylko w obszarze regulacji dyrektywy o efektywności energetycznej, ale także w obszarze eco-design oraz etykietowania produktów, poddawany regularnemu przeglądowi co 4 lata.
28 listopada 2018 r. Komisja Europejska przyjęła długoterminową wizję strategiczną dla dostatniej, nowoczesnej, konkurencyjnej i neutralnej dla klimatu gospodarki do 2050 r. Strategia nosi tytuł „Czysta planeta dla wszystkich”.
Według Komisji Europejskiej przedstawiona strategia pokazuje, w jaki sposób Europa może przewodzić w dążeniu do osiągnięcia neutralności klimatycznej poprzez inwestycje w realistyczne rozwiązania technologiczne, wzmocnienie pozycji obywateli i dostosowanie działań politycznych w ważnych obszarach, takich jak polityka przemysłowa, finanse i badania naukowe. Przedstawiona przez Komisję wizja przyszłości neutralnej dla klimatu obejmuje prawie wszystkie dziedziny polityki UE i jest zgodna z celem porozumienia paryskiego, jakim jest utrzymanie wzrostu globalnej temperatury znacznie poniżej 2°C i próba obniżenia tego wzrostu do poziomu 1,5°C. Według Komisji, aby UE pozostała liderem w dziedzinie neutralności klimatycznej, musi osiągnąć ją do 2050 r.
Dokument w przyszłości będzie najprawdopodobniej wykorzystywany do uzgodnienia nowych celów polityki klimatyczno-energetycznej w perspektywie długookresowej.
