W ostatnim czasie nastąpiły kluczowe dla producentów energii elektrycznej i cieplnej zmiany legislacyjne w otoczeniu regulacyjnym. Powinny być one przedmiotem wnikliwej analizy właściwych służb spółek, bowiem mogą mieć bardzo istotny wpływ na ich pozycję rynkową, spełnienie wymagań regulacyjnych oraz strategię. Poniżej sygnalizacja niektórych zagadnień.

Projekt Rozporządzenia tzw. EMIR (European Market Infrastructure Regulation) Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie pozagiełdowych instrumentów pochodnych (OTC derivatives), centralnego kontrahenta oraz repozytoriów handlowych nakłada szereg obowiązków nie tylko na firmy podległe nadzorowi finansowemu ale także firmy zajmujące się obrotem towarowym.

Rozporządzenie wymusi zmiany organizacyjne zarówno na rynku, jak i wewnątrz firm.

Z punktu widzenia uwarunkowań systemowych polskiej gospodarki wydaje się zasadne podjęcie zabiegów lobbingowych w celu wyboru Metody 3 (średniego zakładu w danym geograficznym obszarze ustalania cen) jako współczynnika emisji CO2 używanego do kalkulacji pomocy publicznej.

W braku takich działań istnieje ryzyko wyboru przez Komisję Europejską Metody 2 (przy zakupie energii elektrycznej w sieci wykorzystuje się średni współczynnik emisji CO2 dla całej Unii) lub Metody 4 (wykorzystuje się średni współczynnik emisji CO₂ dla UE, bez względu na faktyczne warunki dostaw energii elektrycznej do danej instalacji), co byłoby równoznaczne z ograniczeniem zakresu możliwej prawnie do udzielenia polskim przedsiębiorstwom pomocy publicznej z tytułu wzrostu kosztów cen energii elektrycznej wywołanych kosztami uprawnień do emisji. To zaś z kolei mogłoby skutkować ostateczną utratą konkurencyjności.

Czy okólnik ICE Futures Europe 11/038 z 10 marca 2011 r. oznacza, iż podmiot nabywający od tej Giełdy „zakazane” uprawnienia do emisji nie dysponuje żadnymi roszczeniami przeciwko zbywcy? Taka zasada byłaby trudna do przyjęcia z punktu widzenia interesów nabywcy. Wydaje się ponadto, iż wspomniany dokument nie jest wolny od innych niekonsekwencji.