Otoczenie regulacyjne

19 lipca 2019 r. została uchwalona ustawa o systemie rekompensat dla sektorów i podsektorów energochłonnych, która weszła w życie 29 sierpnia 2019 r. Na podstawie powyższej ustawy przedsiębiorstwom energochłonnym przysługują rekompensaty ze względu na wzrost cen energii wynikający z rosnących kosztów uprawnień do emisji. Korzystanie z powyższego systemu wsparcia wyklucza korzystanie z systemu wsparcia wprowadzonego na mocy Ustawy z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw. Z tych względów w 2019 r. przedsiębiorcy energochłonni mogli wybrać tylko jeden z ww. systemów wsparcia. Jednocześnie, zgodnie z Ustawą o systemie rekompensat dla sektorów i podsektorów energochłonnych, w przypadku złożenia przez dane przedsiębiorstwo energochłonne oświadczenia o zrzeczeniu się uprawnienia do stosowania przez przedsiębiorstwo energetyczne cen i stawek opłat za energię elektryczną na poziomie z 30 czerwca 2018 r.:

1. przedsiębiorstwo energochłonne będzie musiało zwrócić kwoty, jakie uzyskało dzięki temu mechanizmowi, jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne dostosowało swoje ceny i stawki opłat za energię elektryczną,
2. przedsiębiorstwo energetyczne będzie zwolnione z obowiązku dostosowania swoich cen i stawek opłat za energię elektryczną dla takiego przedsiębiorstwa energochłonnego – jeżeli jeszcze tego nie uczyniło.

Ustawa z dnia 13 czerwca 2019 r. zmieniająca ustawę o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, ustawę o efektywności energetycznej oraz ustawę o biokomponentach i biopaliwach ciekłych dokonała też istotnej zmiany w Ustawie z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej. Polega ona na przedłużeniu do 30 czerwca 2021 r. terminu, w jakim świadectwa efektywności energetycznej wydane na podstawie poprzednio obowiązującej ustawy o efektywności energetycznej (tzw. świadectwa przetargowe) będą uwzględniane w realizacji obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia prezesowi URE świadectw efektywności energetycznej.

19 lipca 2019 r. została uchwalona Ustawa o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw. Do istotnych zmian, które zostały wprowadzone przedmiotową nowelizacją, należą:

1. wydłużenie okresu obowiązywania systemów wsparcia przewidzianych ustawą do 30 czerwca 2039 r.,
2. objęcie definicją „prosumenta” przedsiębiorców, pod warunkiem że sprzedaż energii elektrycznej z własnej mikroinstalacji nie będzie przedmiotem przeważającej działalności gospodarczej danego przedsiębiorcy,
3. wydłużenie terminów (liczonych od dnia zamknięcia sesji aukcji), w jakich uczestnik aukcji będzie zobowiązany do sprzedaży po raz pierwszy energii elektrycznej wytworzonej w instalacji OZE, która powstanie lub zostanie zmodernizowana po dniu przeprowadzenia aukcji,
4. rozszerzenie o przedsiębiorców, tzw. systemu opustów o mikroinstalacje o mocy zainstalowanej większej niż 10 kW,
5. zwiększenie poziomu mocy zainstalowanej mikroinstalacji, który nie może zostać przekroczony w przypadku przeprowadzenia modernizacji takiej instalacji, z 40 kW do 50 kW,
6. zwiększenie maksymalnego poziomu mocy zainstalowanej uprawniającej instalacje biogazowe oraz hydroenergetyczne do korzystania z tzw. systemu FIP z 1 MW do 2,5 MW,
7. umożliwienie uczestnictwa w systemach wsparcia FIT i FIP instalacjom wykorzystującym biomasę,
8. zwiększenie maksymalnego wieku urządzeń wchodzących w skład instalacji OZE dopuszczonych do korzystania z aukcyjnego systemu wsparcia z 18 miesięcy do 24 miesięcy – dla fotowoltaiki, z 24 miesięcy do 33 miesięcy – dla energetyki wiatrowej zlokalizowanej na lądzie oraz z 36 miesięcy do 42 miesięcy – dla innego rodzaju technologii (z wyłączeniem energetyki wiatrowej zlokalizowanej na morzu).

Powyższa ustawa określa także minimalną wielkość udziału energii elektrycznej z OZE w całkowitej rocznej ilości sprzedaży energii elektrycznej na 2020 r. w wysokości:

1. 19,50% – w odniesieniu do energii elektrycznej wytworzonej z biogazu rolniczego przed dniem wejścia w życie rozdziału 4 ustawy lub innych niż biogaz rolniczy OZE lub uiszczonej opłaty zastępczej,
2. 0,50% – w odniesieniu do energii elektrycznej wytworzonej z biogazu rolniczego od dnia wejścia w życie rozdziału 4 ustawy lub ekwiwalentnej ilości energii elektrycznej wynikającej z umorzonych świadectw pochodzenia biogazu rolniczego lub uiszczonej opłaty zastępczej.

Ponadto, w powyższej nowelizacji zawarto przepisy określające maksymalną ilość energii elektrycznej i jej wartość przeznaczoną do sprzedaży w aukcjach na 2019 r. oraz warunki przeprowadzenia aukcji na zakup energii z instalacji OZE w 2019 r.

Większość przepisów ustawy weszła w życie 29 sierpnia 2019 r. Dla części przepisów vacatio legis zostało wydłużone do 2020 r., a w stosunku do części regulacji, mogących potencjalnie wywierać wpływ na unijny rynek wewnętrzny, rozpoczęto procedurę notyfikacji Komisji Europejskiej zmian w programie pomocowym. Pismem z 31 października 2019 r. Komisja Europejska poinformowała, że ocenia zmiany w systemie aukcyjnym OZE wprowadzone ustawą jako czysto administracyjne, niepowodujące konieczności powiadomienia jej o nowej pomocy.

W 2019 r. zakończył się proces uzupełniania Ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji o akty wykonawcze. W związku z powyższym opublikowano następujące rozporządzenia do ww. ustawy:

1. Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 21 sierpnia 2019 r. w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji objętej wsparciem oraz jednostkowych wysokości premii gwarantowanej w 2019 r. oraz 2020 r., które weszło w życie z dniem 17 września 2019 r.,
2. Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 21 sierpnia 2019 r. w sprawie maksymalnych wartości kosztów inwestycyjnych oraz kosztów operacyjnych wybudowania i funkcjonowania nowej porównywalnej jednostki kogeneracji, które weszło w życie z dniem 17 września 2019 r.,
3. Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 21 sierpnia 2019 r. w sprawie wartości referencyjnych dla nowych
   i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji w 2019 r., które weszło w życie z dniem 17 września 2019 r.,
4. Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 6 września 2019 r. w sprawie metodyki rozstrzygania naboru na premię kogeneracyjną indywidualną oraz wartości współczynników uwzględnianych przy naborze, które weszło w życie z dniem 1 października 2019 r.,
5. Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 22 września 2019 r. w sprawie zakresu danych niezbędnych do wyliczania premii gwarantowanej indywidualnej oraz premii kogeneracyjnej, w tym sposobu uwzględnienia wartości otrzymanej pomocy publicznej, które weszło w życie z dniem 15 października 2019 r.,
6. Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 23 września 2019 r. w sprawie sposobu obliczania danych podanych na potrzeby korzystania z systemu wsparcia oraz szczegółowego zakresu obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, które weszło w życie z dniem 15 października 2019 r.,
7. Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 14 listopada 2019 r. w sprawie wartości referencyjnych dla nowych
   i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracyjnych w roku 2020, które weszło w życie z dniem 3 grudnia 2019 r.,
8. Rozporządzenie Ministra Aktywów Państwowych z dnia 20 grudnia 2019 r. w sprawie wysokości stawki opłaty kogeneracyjnej na rok 2020, które weszło w życie z dniem 1 stycznia 2020 r.

Celem powyższych rozporządzeń jest umożliwienie wdrożenia mechanizmu wsparcia dla jednostek wytwórczych wytwarzających energię elektryczną z wysokosprawnej kogeneracji.

4 lipca 2019 r. została uchwalona Ustawa o zmianie ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz niektórych innych ustaw, która weszła w życie 24 sierpnia 2019 r. Do zasadniczych celów ustawy należy wdrożenie i wprowadzenie do stosowania przepisów prawa UE normujących zasady handlu uprawnieniami do emisji, w tzw. czwartym okresie rozliczeniowym, oraz usunięcie wątpliwości interpretacyjnych powstałych przez niemal 3 lata stosowania ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, a także dostosowanie regulacji w zakresie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych do aktualnych warunków gospodarczo-społecznych. Powyższa ustawa m.in:

1. wprowadza przepisy dotyczące przydziału uprawnień do emisji na produkcję inną niż produkcja energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym 2021-2030 oraz w kolejnych okresach rozliczeniowych,
2. wprowadza zmiany w zakresie rozliczania kosztów inwestycyjnych dla zadań ujętych w Krajowym Planie Inwestycyjnym, w tym możliwość bilansowania wydanych uprawnień do emisji dla zadań zaprzestanych bądź takich, które nie doprowadziły do realizacji zatwierdzonych wskaźników zgodności z kosztami innych zrealizowanych zadań inwestycyjnych,
3. nakłada obowiązek opracowywania planów metodyki monitorowania i przedkładania tych planów przez prowadzących instalację do zatwierdzenia właściwemu organowi (plany będą opiniowane przez Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami),
4. zakłada uproszczenie i przyspieszenie procedury ubiegania się o przydział uprawnień do emisji w przypadku instalacji nowej, przez przekazanie dotychczasowych uprawnień ministra właściwego do spraw środowiska na rzecz Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami,
5. ogranicza do 5 lat obowiązek sporządzania i wprowadzania do Krajowej bazy raportów o wielkości emisji,
6. ma na celu wyeliminowanie szeregu wątpliwości interpretacyjnych, które pojawiły się w czasie stosowania ustawy w dotychczasowym kształcie.

Od końca 2018 r. trwają publiczne konsultacje projektu ustawy zmieniającej ustawę z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne oraz niektóre inne ustawy. W toku procesu legislacyjnego akt przechodził zmiany i obecnie projekt datowany jest na dzień 30 stycznia 2020 r. Do najistotniejszych dla Grupy TAURON zmian ujętych w projekcie należy zaliczyć propozycje:

1. wprowadzenia centralnego systemu informacji rynku energii służącego do realizacji procesów rynku energii elektrycznej, które zostaną określone na podstawie rozporządzenia ministra właściwego do spraw energii,
2. nałożenia na OSD obowiązku instalacji do dnia 31 grudnia 2028 r. liczników zdalnego odczytu skomunikowanych z systemem zdalnego odczytu w co najmniej 80% łącznej liczby punktów poboru energii u odbiorców końcowych, posiadających układ pomiarowy bezpośredni, przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV zgodnie z harmonogramem określonym w ustawie,
3. nałożenia na OSD, stanowiącego część przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo, obowiązku posiadania oddzielnych służb od służb, z których korzysta pozostała część przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo, przy czym jedyny wyjątek przewidziano dla obsługi administracyjnej,
4. wprowadzenia regulacji odnośnie relacji znaku towarowego OSD do znaku towarowego sprzedawcy będącego częścią tego samego przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo,
5. przyznania Prezesowi URE uprawnienia do zobowiązania stron, w drodze decyzji, do zmiany treści umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych/energii elektrycznej, zawartej pomiędzy sprzedawcą a OSP/OSD, w celu umożliwienia sprzedawcy sprzedaży paliw gazowych/energii elektrycznej lub świadczenia usługi kompleksowej odbiorcom przyłączonym do sieci tego operatora, w razie konieczności zapewnienia ochrony interesów odbiorców końcowych, równoważenia interesów stron lub przeciwdziałania praktykom ograniczającym konkurencję,
6. określenia zasad uznawania i funkcjonowania zamkniętych systemów dystrybucyjnych oraz magazynów energii elektrycznej, w tym zasad przyłączania magazynów do sieci, oraz zobowiązania OSD do ujmowania w swoim planie rozwoju przedsięwzięć w zakresie wykorzystania magazynów energii elektrycznej, o ile dany OSD uzna, że jest to uzasadnione technicznie dla zapewnienia dostaw energii elektrycznej, oraz wykaże, że wykorzystanie magazynu energii elektrycznej przyniesie korzyści i nie będzie się wiązało z niewspółmiernie wysokimi kosztami,
7. wzmocnienia pozycji konsumentów energii, w tym poprzez: skrócenie procesu zmiany sprzedawcy energii
   do 7 dni, zobowiązanie sprzedawców energii lub gazu do zapewnienia publicznego dostępu do aktualnie obowiązujących przepisów określających prawa konsumenta energii, wprowadzenie zakazu zawierania umów sprzedaży lub umów kompleksowych dostarczania paliw gazowych lub energii elektrycznej z odbiorcami
   w gospodarstwach domowych poza lokalem przedsiębiorstwa pod rygorem nieważności umowy, wprowadzenie szczegółowych przepisów określających zasady wnoszenia zabezpieczenia majątkowego roszczeń osób trzecich mogących powstać wskutek niewłaściwego prowadzenia działalności objętej koncesją,
8. rozszerzenia katalogu przypadków, w których Prezesowi URE przysługuje uprawnienie do zmiany bądź cofnięcia właściwej koncesji, na sytuacje, w których:

• została wydana przez prezesa UOKiK decyzja o uznaniu praktyki za naruszającą zbiorowe interesy konsumentów w stosunku do podmiotu działającego na podstawie tejże koncesji,
• przedsiębiorstwo energetyczne przestało dawać rękojmię prawidłowego wykonywania działalności,

9. wprowadzenia niezbędnych definicji lub doprecyzowania obowiązujących przepisów celem usunięcia zidentyfikowanych luk lub wątpliwości interpretacyjnych.

W dniu 2 sierpnia 2019 r. zostało opublikowane Rozporządzenie ministra energii w sprawie parametrów aukcji głównej dla roku dostaw 2024 oraz parametrów aukcji dodatkowych dla roku dostaw 2021. Zgodnie z Ustawą z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy rozporządzenie określiło w szczególności takie parametry, jak:

1. wielkości wyznaczające popyt w danej aukcji,
2. ceny maksymalne dla tzw. cenobiorców,
3. maksymalną liczbę rund w danej aukcji,
4. jednostkowe poziomy nakładów inwestycyjnych przesądzające o kwalifikacji danych jednostek rynku mocy jako nowych lub modernizowanych.

W dniu 1 września 2019 r. weszły w życie zmiany w Ustawie z dnia 11 marca 2004 r. o podatku od towarów i usług uchwalone Ustawą z dnia 12 kwietnia 2019 r. o zmianie ustawy o podatku od towarów i usług oraz niektórych innych ustaw. Zmiany te wprowadziły tzw. białą listę podatników VAT, tj. prowadzony przez szefa Krajowej Administracji Skarbowej wykaz podatników zarejestrowanych jako podatnicy VAT zawierający także dane o rachunkach bankowych wskazanych przez te podmioty do rozliczeń.

1 listopada 2019 r. weszły w życie uchwalone Ustawą z dnia 9 sierpnia 2019 r. o zmianie ustawy o podatku od towarów i usług oraz niektórych innych ustaw przepisy wprowadzające obowiązek stosowania tzw. mechanizmu podzielonej płatności (ang. split payment) odnośnie obrotu towarami i usługami wskazanymi w załączniku nr 15 do ustawy o VAT. Powyższe zmiany przewidują sankcje (obowiązujące od dnia 1 stycznia 2020 r.) za brak dokonania zapłaty przy użyciu mechanizmu podzielonej płatności w odniesieniu do ww. towarów i usług, a także za prowadzenie rozliczeń za pomocą innych niż wskazane na białej liście podatników VAT rachunków bankowych. Do sankcji tych należą:

1. niemożność zaliczenia do kosztów uzyskania przychodów kwot zapłaconych na rachunki inne niż widniejące na białej liście podatników VAT lub uiszczonych z pominięciem mechanizmu podzielonej płatności w przypadku istnienia prawnego obowiązku zastosowania tego mechanizmu (towary i usługi wymienione
   w załączniku nr 15 do ustawy o VAT),
2. solidarna odpowiedzialność z podatnikiem za zobowiązania podatkowe dotyczące VAT w części podatku przypadającej proporcjonalnie na dostawę towarów lub usług, za którą zapłata została dokonana na rachunek inny niż widniejący na białej liście podatników VAT.

28 maja 2019 r. w Dzienniku Urzędowym UE opublikowano Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/834 z dnia 20 maja 2019 r. zmieniające rozporządzenie (UE) nr 648/2012 w odniesieniu do obowiązku rozliczania, zawieszania obowiązku rozliczania, wymogów dotyczących zgłaszania, technik ograniczania ryzyka związanego z kontraktami pochodnymi będącymi przedmiotem obrotu poza rynkiem regulowanym, które nie są rozliczane przez kontrahenta centralnego, rejestracji repozytoriów transakcji i nadzoru nad nimi, a także wymogów dotyczących repozytoriów transakcji (Rozporządzenie EMIR REFIT).

Powyższe rozporządzenie wywiera wpływ na działalność Grupy Kapitałowej TAURON przede wszystkim w obszarach obowiązków raportowych kontraktów pochodnych oraz progów centralnego rozliczania takich kontraktów.

W pierwszym obszarze przewidziano możliwość odstąpienia od raportowania kontraktów pochodnych, zawartych przez kontrahentów niefinansowych w ramach tej samej grupy kapitałowej, do repozytorium transakcji, pod następującymi łącznymi warunkami: obaj kontrahenci objęci są w pełni tą samą konsolidacją, podlegają właściwym procedurom z zakresu scentralizowanej oceny, pomiaru i kontroli ryzyka oraz jednostka dominująca nie jest kontrahentem finansowym. Zastosowanie wskazanego zwolnienia wymaga jednak powiadomienia Komisji Nadzoru Finansowego. Zwolnienie obowiązuje o ile wskazany organ w terminie 3 miesięcy nie uzna, iż ww. warunki nie zostały spełnione.

W drugim obszarze rozporządzenie EMIR REFIT nakłada na kontrahentów niefinansowych obowiązek obliczenia, na dzień wejścia w życie ww. rozporządzenia (tj. na dzień 17 czerwca 2019 r.), a następnie co 12 miesięcy, zagregowanej średniej pozycji w kontraktach pochodnych będących przedmiotem obrotu poza rynkiem regulowanym. Przeprowadzone obliczenia mają zastosowanie do celów ustalenia pozycji grupy kapitałowej względem obowiązku rozliczania kontraktów z udziałem kontrahenta centralnego, czyli o tzw. statusie NFC+ lub NFC-. Ponadto, wprowadzono obowiązek stron kontraktu pochodnego do wzajemnego informowania o ww. statusie w dokumentacji kontraktowej.

28 maja 2019 r. zostało ogłoszone w Dzienniku Urzędowym UE Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) 2019/856 z dnia 26 lutego 2019 r. uzupełniające dyrektywę 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady w odniesieniu do działania funduszu innowacyjnego. Wskazany fundusz został ustanowiony na mocy
art. 10 a ust. 8 znowelizowanej dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 r. ustanawiającej system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych w UE oraz zmieniającej dyrektywę Rady 96/61/WE w celu wspierania projektów demonstrujących wysoce innowacyjne technologie, procesy lub produkty, wykazujących znaczący potencjał redukcji emisji gazów cieplarnianych. Projekty te musi cechować jednak odpowiedni poziom dojrzałości i skalowalności. Dostępna kwota finansowania ma odpowiadać wartości rynkowej co najmniej 450 mln uprawnień do emisji CO₂.

Powyższe rozporządzenie określa niezbędne zasady operacyjne funkcjonowania funduszu takie jak: cele operacyjne funduszu, formy udzielanego wsparcia, procedury składania wniosków o udzielenie wsparcia, procedury i kryteria wyboru projektów, zasady wypłacania wsparcia, zarządzania funduszem, sprawozdawczości, monitorowania, oceny, kontroli i jawności dotyczących działania funduszu. Przewidziano możliwość przekazania niektórych działań wdrożeniowych, takich jak organizacja zaproszenia do składania wniosków, wstępny wybór projektów lub zarządzanie umowami dotyczącymi dotacji, organom wykonawczym. Jako podstawową formę finansowania inwestycji z funduszu przewidziano dotacje, mogące wynosić do 60% wartości kosztów. Dla projektów w małej skali (poniżej 7,5 mln euro) zaproponowano rozszerzoną możliwość finansowania.

W 2019 r. został opracowany projekt rozporządzenia wykonawczego określającego zasady funkcjonowania Funduszu Modernizacyjnego, będącego drugim funduszem przewidzianym w dyrektywie 2003/87/WE na cele finansowania transformacji energetycznej. Fundusz będzie funkcjonował w okresie 2021-2030 i ma być zasilany środkami ze sprzedaży uprawnień do emisji CO₂, które zostaną przeznaczone na modernizację systemów energetycznych oraz poprawę efektywności energetycznej w państwach członkowskich UE, w których PKB
na mieszkańca w 2013 r. wynosiło mniej niż 60% średniej w UE. Na obszary priorytetowe, do których należą:

1. wytwarzanie i użytkowanie energii z OZE,
2. poprawa efektywności energetycznej (z wyjątkiem efektywności energetycznej wskutek wytwarzania energii ze stałych paliw kopalnych),
3. magazynowanie energii i modernizacja sieci energetycznej, w tym systemów ciepłowniczych,
4. zwiększenie połączeń międzysystemowych,
5. wspieranie sprawiedliwych przemian w regionach węglowych państw beneficjentów Funduszu Modernizacyjnego, w tym w zakresie redukcji negatywnych skutków społecznych,

ma być przeznaczonych nie mniej niż 70% środków Funduszu Modernizacyjnego.

Ustalenie ostatecznej treści i publikacja ww. rozporządzenia planowane są w 2020 r.

19 grudnia 2019 r. Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki opublikowała opinię nr 22/2019 zawierającą techniczne wytyczne w sprawie obliczania wartości wskazanych w akapicie pierwszym art. 22 ust. 4 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Wartości te warunkują możliwość objęcia danej jednostki rynku mocy obowiązkiem mocowym lub otrzymywania przez nią wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego.
W ostatecznej wersji opinii nie zawarto postanowień dotyczących rozszerzenia katalogu emisji uwzględnianych w liczeniu dopuszczalnych wskaźników emisji o metan i tlenek diazotu.

11 grudnia 2019 r. Komisja Europejska przedstawiła założenia tzw. Europejskiego Zielonego Ładu (COM(2019) 640 final) – strategii działań nakierowanych na: bardziej efektywne wykorzystanie zasobów dzięki przejściu na czystą gospodarkę o obiegu zamkniętym, powstrzymanie zmian klimatu, przeciwdziałanie utracie różnorodności biologicznej i zmniejszenie poziomu zanieczyszczeń. Osiągnięciu celu w postaci neutralności klimatycznej Europy do 2050 r. mają służyć m.in. następujące środki, realizowane sukcesywnie od 2020 r.:

1. uchwalenie pierwszego europejskiego prawa o klimacie – mapa drogowa tej regulacji została przedstawiona do konsultacji przez Komisję Europejską 9 stycznia 2020 r. Wskazano w niej, że celem prawa o klimacie ma być w szczególności zapewnienie ambitnej i sprawiedliwej polityki klimatycznej UE, przyczynienie się do implementacji porozumienia paryskiego oraz wytyczenie długoterminowej prawnej ścieżki dojścia do osiągnięcia celu neutralności klimatycznej przez UE w 2050 r.,
2. wyznaczenie nowych celów w zakresie emisji zanieczyszczeń do 2030 r.,
3. przyjęcie nowej strategii przemysłowej (w wielu sektorach gospodarki, w tym w energetyce) i planu działania UE na rzecz gospodarki o obiegu zamkniętym,
4. opracowanie i przyjęcie planu inwestycyjnego na rzecz zrównoważonej Europy dla zapewnienia realizacji celów wyznaczonych w zakresie klimatu i energii na okres do 2030 r. – przewiduje się finansowanie inwestycji na przeciwdziałanie zmianom klimatu ze środków w wysokości co najmniej 25% budżetu długoterminowego UE oraz finansowanie ze środków Europejskiego Banku Inwestycyjnego (EBI),
5. przyjęcie strategii w sprawie zielonego finansowania, celem włączenia sektora prywatnego w finansowanie zielonej transformacji,
6. objęcie systemem ETS nowych sektorów,
7. przegląd dyrektywy w sprawie opodatkowania energii pod kątem kwestii środowiskowych,
8. promocja celów i norm unijnych w obszarze ochrony środowiska na forum światowym, w tym podczas konwencji ONZ w sprawie różnorodności biologicznej i klimatu,
9. wprowadzenie mechanizmu (funduszu) sprawiedliwej transformacji z przeznaczeniem na wspieranie regionów o gospodarce opartej głównie na działalności skutkującej znacznymi emisjami CO_2, w szczególności poprzez programy pozwalające na zdobywanie nowych kwalifikacji zawodowych i tworzenie miejsc pracy w nowych sektorach gospodarki.

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) w sprawie ustanowienia ram ułatwiających zrównoważone inwestycje

18 grudnia 2019 r. Parlament Europejski i Rada UE osiągnęły porozumienie dotyczące Rozporządzenia w sprawie ustanowienia ram ułatwiających zrównoważone inwestycje, mającego wprowadzić pierwszy na świecie system klasyfikacji (tzw. zieloną listę) dla zrównoważonych działalności gospodarczych (Taksonomia). Rozporządzenie w sprawie Taksonomii ma ustanowić ogólne ramy pozwalające na określenie, w jednolity i zharmonizowany sposób, jakie działania gospodarcze można uznać za zrównoważone pod względem środowiskowym. Powyższe rozporządzenie przewiduje wydanie dalszych aktów delegowanych, precyzujących i rozwijających jego normy. Obowiązanymi do stosowania Taksonomii od grudnia 2021 r. będą: UE, państwa członkowskie, uczestnicy rynku finansowego oferujący produkty finansowe (poprzez obowiązek ujawniania informacji o tym, w jaki sposób i w jakim zakresie inwestycje leżące u podstaw ich produktu finansowego wspierają działalność gospodarczą spełniającą wszystkie kryteria dla zrównoważonego rozwoju środowiska), spółki finansowe i niefinansowe objęte raportowaniem niefinansowym. W szczególności spółki objęte raportowaniem niefinansowym będą zobowiązane do ujawniania, w jaki sposób i w jakim rozmiarze ich działalność stanowi działalność zrównoważoną środowiskowo w rozumieniu rozporządzenia, w tym jaki jest udział przychodów z takiej działalności, udział wydatków CAPEX i OPEX. Podmioty niespełniające odpowiednich wymogów mogą być narażone na wyższe koszty finansowania działalności i inwestycji. Taksonomia będzie mogła być również stosowana dobrowolnie przez innych uczestników rynku, w tym podmioty pozyskujące środki finansowe na prowadzenie zrównoważonych środowiskowo działalności.

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/2088 z dnia 27 listopada 2019 r. w sprawie ujawniania informacji związanych ze zrównoważonym rozwojem w sektorze usług finansowych

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/2088 z dnia 27 listopada 2019 r. w sprawie ujawniania informacji związanych ze zrównoważonym rozwojem w sektorze usług finansowych wprowadza jednolite wymagania w zakresie sposobu uwzględniania przez inwestorów instytucjonalnych (takich jak np. podmioty zarządzające aktywami, zakłady ubezpieczeń, fundusze emerytalne lub doradcy inwestycyjni) czynników ESG – czyli czynników środowiskowych, społecznych i związanych z ładem korporacyjnym – w procesie podejmowania decyzji inwestycyjnych. Dokładne wymogi w tym zakresie zostaną sprecyzowane w aktach delegowanych Komisji Europejskiej.

Zgodnie z powyższym rozporządzeniem podmioty zarządzające aktywami i inwestorzy instytucjonalni będą musieli wykazać zgodność swoich inwestycji z celami ESG i ujawnić sposób spełnienia tych wymogów. Uczestnicy rynku finansowego i doradcy finansowi w swoich działaniach, w tym w ramach badania due diligence, będą mieli obowiązek wprowadzać i stale oceniać nie tylko ryzyka finansowe, ale także ryzyka dla zrównoważonego rozwoju, które mogłyby mieć istotny negatywny wpływ na zwrot z inwestycji lub doradztwo. Ryzyko dla zrównoważonego rozwoju oznacza zdarzenie lub warunki środowiskowe, społeczne lub związane z zarządzaniem, które – jeżeli wystąpią – mogłyby mieć istotny negatywny wpływ na wartość inwestycji. Uczestnicy rynku finansowego i doradcy finansowi będą także zobowiązani określić w swoich strategiach, w jaki sposób uwzględniają te ryzyka i publikować te strategie, a także posiadać procedury uwzględniania głównych niekorzystnych skutków ryzyk dla zrównoważonego rozwoju oraz publikować na swoich stronach internetowych informacje na temat tych procedur wraz z opisem głównych niekorzystnych skutków. Oceny ryzyka dla zrównoważonego rozwoju powinny stać się elementem informacji ujawnianych przed zawarciem umowy przez doradców finansowych. W przypadku stwierdzenia, że w odniesieniu do danego produktu finansowego nie występują ryzyka dla zrównoważonego rozwoju, rozporządzenie wprowadza obowiązek wskazania uzasadnienia takiego stwierdzenia, a w przypadku stwierdzenia wystąpienia takiego ryzyka – obowiązek ujawnienia informacji, w ujęciu jakościowym albo ilościowym, na temat zakresu, w jakim takie ryzyka mogłyby wpłynąć na wynik danego produktu finansowego. Powyższe rozporządzenie ustanawia także zharmonizowaną definicję „zrównoważonych inwestycji” zakładającą, że spółki, w których dokonano inwestycji, stosują dobre praktyki w zakresie zarządzania oraz zapewniają przestrzeganie zasady ostrożności – „nie czyń poważnych szkód” środowiskowych ani społecznych. Rozporządzenie stosuje się, co do zasady, od 10 marca 2021 r. (niektóre jego przepisy mają obowiązywać od 1 stycznia 2022 r.).

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/2089 z dnia 27 listopada 2019 r. zmieniające rozporządzenie (UE) 2016/1011 w odniesieniu do unijnych wskaźników referencyjnych transformacji klimatycznej oraz unijnych wskaźników referencyjnych dostosowanych do porozumienia paryskiego, a także ujawniania informacji dotyczących wskaźników referencyjnych w związku z kwestiami dotyczącymi zrównoważonego rozwoju

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/2089 z dnia 27 listopada 2019 r. zmieniające rozporządzenie (UE) 2016/1011 w odniesieniu do unijnych wskaźników referencyjnych transformacji klimatycznej oraz unijnych wskaźników referencyjnych dostosowanych do porozumienia paryskiego, a także ujawniania informacji dotyczących wskaźników referencyjnych w związku z kwestiami dotyczącymi zrównoważonego rozwoju wprowadza dwie nowe kategorie wskaźników referencyjnych niskoemisyjności:

1. wskaźnik referencyjny transformacji klimatycznej, mający stanowić niskoemisyjną alternatywę dla powszechnie stosowanych wskaźników referencyjnych,
2. specjalistyczny wskaźnik referencyjny, którego portfele inwestycyjne będą zgodne z celem określonym
   w porozumieniu paryskim zakładającym ograniczenie wzrostu temperatury na świecie do 1,5˚C w stosunku do poziomu sprzed epoki przemysłowej.

Nowe kategorie mają stanowić dobrowolne oznaczenia dla ułatwienia wyboru inwestorom, którzy chcą przyjąć strategię inwestycyjną korzystną dla klimatu. Mają one odzwierciedlać ślad węglowy przedsiębiorstw i zapewnić inwestorom informacje na temat śladu węglowego portfela inwestycji. Nowe wskaźniki będą miały istotny wpływ na przepływy inwestycyjne, w tym tworzenie produktów inwestycyjnych, mierzenie ich wyników oraz opracowywanie strategii alokacji aktywów. Komisja Europejska została upoważniona do przyjęcia aktów delegowanych, w celu określenia norm minimalnych dotyczących ww. wskaźników.

Powyższe rozporządzenie nakłada obowiązek na wszystkich administratorów wskaźników referencyjnych, z wyjątkiem administratorów wskaźników referencyjnych stóp procentowych oraz walutowych wskaźników referencyjnych, do ujawniania w oświadczeniu dotyczącym wskaźnika referencyjnego, czy wskaźniki referencyjne lub grupy takich wskaźników realizują cele z zakresu ochrony środowiska, polityki społecznej i ładu korporacyjnego oraz czy administrator wskaźników referencyjnych oferuje takie wskaźniki.

Opisane powyżej rozporządzenia mogą wpłynąć na warunki pozyskiwania finansowania przez Grupę TAURON.

19 listopada 2019 r. TGE uruchomiła Europejski RDB Energii Elektrycznej SIDC w modelu XBID. XBID to projekt mający na celu stworzenie jednolitego transgranicznego rynku energii elektrycznej dla dnia bieżącego w ramach UE (obecnie łączy 21 krajów). Celem projektu jest podniesienie efektywności obrotu na europejskim rynku dnia bieżącego przez wykorzystanie istniejących transgranicznych zdolności przesyłowych w handlu giełdowym. Umożliwia on kojarzenie zleceń uczestników rynku w formule notowań ciągłych (24/7), lokalnie oraz w dowolnej strefie cenowej będącej w zasięgu projektu, o ile dostępne są transgraniczne zdolności przesyłowe. Transakcje na tym rynku są zawierane w walucie EUR, a rozliczenia pomiędzy TGE a uczestnikami polskiego rynku są prowadzone przez Izbę Rozliczeniową Giełd Towarowych S.A. (IRGiT) w walucie PLN. Wypracowany przez IRGiT model rozliczeń i rozrachunku RDB, dostosowany odpowiednio do wymagań modelu XBID, pozwoli zoptymalizować koszty zabezpieczeń wnoszonych przez członków IRGiT.

Uruchomienie jednolitego rynku dla dnia bieżącego na obszarze Europy Zachodniej i Północnej nastąpiło w czerwcu 2018 r. W przypadku krajów Europy Centralnej i Wschodniej uruchomienie tego rynku miało miejsce w IV kwartale 2019 r. i polegało na połączeniu z działającym wcześniej rynkiem XBID rynków energii elektrycznej: Polski, Niemiec, Czech, Austrii, Węgier, Rumunii, Bułgarii, Słowenii, Chorwacji, Szwecji i Litwy. W Polsce XBID wdrażany jest przez PSE, we współpracy z giełdami: TGE, EPEX SPOT i EMCO.