Lokalne i średnie obiekty energetycznego spalania (prawie 5 tys. Jednostek w kraju) zobowiązane będą do obniżenia norm emisji SO2, NOx oraz pyłu, co wiąże się z koniecznością pozyskania finansowania oraz wdrożenia nowego modelu zarządzania wytwarzaniem i wykorzystaniem energii elektrycznej i ciepła. Dyrektywa MCP niesie zagrożenia, ale i szanse rozwoju nowej działalności. W dniu 29 września 2017 r. do podpisu Prezydenta przekazano projekt ustawy z dnia 15 września 2017 r. o zmianie ustawy – Prawo ochrony środowiska oraz niektórych innych ustaw, która stanowi implementację Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2015/2193 z dnia 25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania, zwaną Dyrektywą MCP, z obowiązkiem transpozycji do dnia 19 grudnia 2017 r. Dyrektywa MCP określa normy emisji zanieczyszczenia powietrza dwutlenku siarki (SO2), tlenków azotu (NOx) i cząstek stałych (pyłów) dla średniej wielkości obiektów energetycznego spalania (MCP), czyli takich, których nominalna moc cieplna jest równa lub większa niż 1 MW i mniejsza niż 50 MW. Jednocześnie, Dyrektywa MCP uzupełnia już obowiązujące normy dotyczące dopuszczalnych wielkości emisji dla dużych obiektów energetycznego spalania, których moc cieplna wynosi więcej niż 50 MW (LCP i Dyrektywa IED). Nowelizacja polskiego prawa w zakresie, w jakim implementowane będą przepisy Dyrektywy MCP dotyczy m.in. zawartości wniosków o wydanie pozwoleń, informacji zamieszczanych w zgłoszeniach, prowadzenia publicznie dostępnego rejestru średnich źródeł spalania paliw, uwzględniania na etapie przygotowywania programów ochrony powietrza potrzeby wprowadzenia bardziej rygorystycznych od wynikających z dyrektywy MCP dopuszczalnych wielkości emisji dla średnich źródeł zlokalizowanych w strefach, w których nie są dotrzymywane standardy jakości powietrza. Wymagania emisyjne będą miały zastosowanie do istniejących średnich źródeł spalania dopiero od 1 stycznia 2025 r. albo od 1 stycznia 2030 r. – w zależności od wielkości nominalnej mocy cieplnej źródła (termin wcześniejszy dotyczy źródeł nominalnej mocy cieplnej większej niż 5 MW). Wielkości dopuszczalnej emisji SO2, NOx oraz pyłu, nie będzie mogła być wyższe niż wielkości dopuszczalnej emisji tych substancji obowiązujące w dniu 31 grudnia 2024 r. (np. dla SO2 nie więcej niż 1100 mg/m3u). Wobec możliwości skorzystania z różnego rodzaju derogacji, w Polsce czasowe odstępstwa, obejmujące okres od 1 stycznia 2025 r. do 31 grudnia 2029 r., dotyczyć będą niektórych źródeł zasilających sieci ciepłownicze lub wykorzystywanych do napędzania tłoczni gazu (powyższe dotyczy wyłącznie źródeł istniejących, o mocy cieplnej większej niż 5 MW). Projekt zakłada również utworzenie rejestru średnich źródeł spalania paliw, który ma być publicznie dostępny i prowadzony w formie elektronicznej od 1 stycznia 2019 r. Zadanie prowadzenia rejestru powierzono Krajowemu Ośrodkowi Bilansowania i Zarządzania Emisjami. Nowa regulacja otwiera kolejny etap dekarbonizacji polskiej energetyki, który wymusi na przedsiębiorstwach modernizację obecnych jednostek wytwórczych ciepła lub energii elektrycznej i ciepła łącznie. Cykl inwestycji w nowe technologie trwa kilka lat, dlatego pomimo długiego okresu wejścia w życie poszczególnych obowiązków, konieczne jest dostosowanie strategii wytwarzania do nowych wymagań. Konieczne będzie nie tylko uwzględnienie w CAPEX nowych wydatków inwestycyjnych, ale również przygotowanie nowych modeli biznesowych i regulacyjnych funkcjonowania wytwarzania ciepła i energii w realiach nowych technologii energetycznych. Zmiany nie oznaczają tylko pogorszenia sytuacji, ponieważ pojawiają się również nowe możliwości wykorzystania nowych nośników energii (LNG, gazu ziemnego lub nowych technologii OZE) w połączeniu z możliwością pozyskania wsparcia ekonomicznego na nowe przedsięwzięcia. Zachęcamy do aktywnego włączenia się w dyskusję przy opracowaniu nowej strategii zarządzania regulacjami energetycznymi przy wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła.