Tańsze ciepło i niższa emisja szkodliwych gazów – w Sanoku wybudowany zostanie kocioł na biomasę

Zmniejszenie o połowę emisji dwutlenku węgla i docelowo tańsze ciepło – taki będzie efekt inwestycji SPGK, największej od 2013 roku, w modernizację ciepłowni Kiczury. W Urzędzie Miasta ważną umowę podpisali przedstawiciele miejskiej spółki oraz Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Dzięki temu powstanie ekologiczna instalacja oparta o biomasę. – To szansa na znaczną poprawę poziomu emisji CO2, czego skutkiem będzie tańsze ciepło dostarczane do sanockich domów – mówi prezes SPGK Krzysztof Jarosz.


Dołącz do nas podczas XI edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy, pelletu i RDF na cele energetyczne


Umowa pomiędzy NFOŚiGW i SPGK umożliwi budowę kotła na biomasę w ciepłowni Kiczury. Będzie to największa od czasów budowy oczyszczalni ścieków inwestycja miejskiej spółki. Ostateczny koszt zamontowania instalacji zamknie się kwotą 16 000 000 zł, z czego 7 500 000 zł to bezzwrotna dotacja z programu Ciepłownictwo Powiatowe realizowanego przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Pozostała kwota zostanie pokryta z niskooprocentowanej pożyczki z NFOŚiGW.

– Jesteśmy zobowiązani do modernizacji źródeł ciepła. Wprowadzone restrykcje i dyrektywy unijne obligują nas do redukcji emisji CO2, a miejska spółka kolejny rok płaci ogromne kwoty za jego nadmierną emisję. Modernizacja kotła pozwoli na zaoszczędzenie środków. Jeszcze raz podkreślę, co już wielokrotnie wybrzmiało, że modernizacją źródeł ciepła nadrabiamy ogromne zaległości w tym obszarze. Patrząc w przyszłość, jesteśmy już na etapie tworzenia dużego projektu wodorowego, gdyż nie możemy sobie pozwolić na jedno źródło ciepła – uważa burmistrz Tomasz Matuszewski.

Podpisanie umowy pomiędzy SPGK i NFOŚiGW odbyło się w Sali Herbowej. Sanocką spółkę reprezentowali prezes Krzysztof Jarosz i członek zarządu Elżbieta Drwięga, NFOŚiGW – wiceprezes Artur Michalski. Przy podpisaniu ważnego dla miasta dokumentu asystowali minister funduszy i polityki regionalnej Małgorzata Jarosińska-Jedynak oraz burmistrz Tomasz Matuszewski. Wśród zaproszonych gości – zaprzyjaźnieni samorządowcy, radni i przedstawiciele mediów.

Minister Małgorzata Jarosińska-Jedynak podkreśliła, że modernizacja ciepłowni to niezwykle ważna inwestycja dla mieszkańców. Wiceprezes NFOŚiGW Artur Michalski dodał, że w tej inwestycji ważne jest nie tylko zmniejszenie emisji dwutlenku węgla, które wpłynie na obniżenie opłat, ale również zredukowanie emisji szkodliwych gazów, co ma ogromne znaczenie dla poprawy jakości powietrza.

Konferencję śledził przewodniczący Młodzieżowej Rady Miasta Jakub Pilch: – Inwestycja ta jest według mnie koniecznością, uwzględniając postęp ekologiczny i zmiany nas otaczające, jako młody człowiek mogę być zadowolony i usatysfakcjonowany że doszło do podpisania tej bardzo przyszłościowej umowy, wypada mi tylko pogratulować wszystkim inicjatorom tego projektu, i życzyć dalszego powodzenia w tej kwestii – powiedział po zakończeniu konferencji.

Dodajmy, że w roku 2021 opłaty za emisję dwutlenku węgla kosztowały miejską spółkę 6 mln złotych.

Na pytanie, kiedy można spodziewać się zakończenia inwestycji, prezes Krzysztof Jarosz odpowiedział, że w lutym prawdopodobnie zostanie wyłoniony wykonawca, nowe źródło ciepło zostanie uruchomione w 2023 roku.

Poprawa efektywności energetycznej poprzez modernizacje źródeł ciepła musi być  wprowadzana z dużym wyprzedzeniem. Ciepłownia SPGK w Sanoku, już dziś musi wdrażać nowoczesne przedsięwzięcia, aby wkroczyć w 2030 rok z niskoemisyjnym systemem ciepłowniczym – podsumowuje podpisanie umowy prezes SPGK Krzysztof Jarosz.

Kocioł będzie stanowił podstawowe źródło do produkcji ciepła w istniejącym systemie ciepłowniczym. Wariant ten został wybrany jako najlepszy z technicznego, ekonomicznego i społecznego punktu widzenia. Kocioł na biomasę będzie pracował od 25% do 100% swojej mocy. Praca z różną mocą w ciągu roku wynika z wielkości zapotrzebowania na ciepło w okresie letnim, konieczności współpracy z innymi kotłami w sezonie grzewczym oraz przyjętego wariantu modernizacji systemu ciepłowniczego. Produkcja ciepła z w kotle na biomasę zastąpi część produkcji ciepła w kotłach na węgiel kamienny i będzie stanowiła około 56% produkcji całkowitej ciepła w ciepłowni Kiczury.

źródło: www.sanok.pl 


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

 

PEC w Łukowie stawia na biomasę

Blisko 70 mln zł kosztować będzie inwestycja, polegająca na budowie nowej elektrociepłowni, którą przeprowadzi Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Sp. z o.o. w Łukowie. 30 grudnia 2021 r. w siedzibie Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Warszawie stosowną umowę na dofinansowanie podpisali burmistrz Łukowa Piotr Płudowski i prezes spółki Aleksander Kompa. Natomiast 13 stycznia 2022 r. przedstawione zostały opinii publicznej szczegóły przyszłej inwestycji.


Dołącz do nas podczas XI edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy, pelletu i RDF na cele energetyczne


Dwa bloki energetyczne o łącznej mocy blisko 16 mWt (megawatów termicznych), z których jeden będzie miał możliwość dodatkowej produkcji prądu elektrycznego, powstaną w ciągu najbliższych kilku lat w Łukowie. To główne założenie projektu „Budowa ekologicznej elektrociepłowni w Łukowie” który finansowany będzie ze środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Warszawie z programu „Ciepłownictwo Powiatowe”. Inwestycja pozwoli odejść miastu od ogrzewania tradycyjnym paliwem (węglem) i przejść na tzw. zieloną energię i surowiec, jakim są zrębki. Budowa nowej elektrociepłowni pozwoli także osiągnąć niższe rachunki ponoszone przez PEC, a w przyszłości da także możliwość sprzedaży energii na zewnątrz.

Konieczność przeprowadzenia inwestycji wymuszają m.in. rosnące koszty za emisję dwutlenku węgla do atmosfery, które tylko w 2021 r. kosztowały PEC ponad 4,5 mln zł, a w najbliższych kilkunastu miesiącach oscylować mogą na kwotę 8-9 mln zł. Istotne są także tendencje międzynarodowe wymuszające bycie „eko”, rosnące ceny za węgiel, wysokość inflacji i związane z tym faktem niepokoje społeczne.

30 grudnia 2021 r. w siedzibie NFOŚiGW w Warszawie podpisana została umowa na realizację przez PEC w Łukowie wspomnianej inwestycji. Umowę opiewającą na kwotę 69 847 000 zł podpisali Zastępca Prezesa Zarządu Funduszu Artur Michalski oraz burmistrz Łukowa Piotr Płudowski i prezes PEC w Łukowie Aleksander Kompa. Na kwotę składają się na nią m.in. dotacja z NFOiGW, preferencyjna pożyczka na okres 20 lat i wkład własny PEC w wysokości jedynie ok. 350 tys. zł.

Oprócz kotłów ciepła, w nowej elektrociepłowni PEC powstanie także tzw. magazyn ciepła, układ oczyszczania spalin, z których – co ciekawe – także odzyskiwane będzie ciepło oraz infrastruktura towarzysząca. Wybudowany zostanie także 24-godzinny magazyn biomasy z ruchomą podłogą oraz zbiornik PPOŻ o pojemności 500 m3.

Jak podkreślają prezes PEC w Łukowie oraz burmistrz Miasta, inwestycja oprócz aspektu ekologicznego (redukcja emisji szkodliwych substancji do atmosfery) i ekonomicznego będzie miała także ważny aspekt społeczny, ponieważ przyniesie ożywienie gospodarcze w regionie, związane chociażby ze skupem surowców na potrzeby produkcji ciepła. Realizacja inwestycji ma pozwolić także na dalszy rozwój PEC w przyszłości, w tym także wykonywać nowe sieci i przyłączenia m.in. do odbiorców prywatnych. Ponadto w trakcie trwania inwestycji, PEC będzie funkcjonował na dotychczasowych zasadach. Natomiast po jej zakończeniu, dotychczasowa węglowa ciepłownia będzie funkcjonowała jako rezerwowa.

Jak zakłada także prezes spółki Aleksander Kompa, do połowy 2022 r. ma zostać ogłoszony przetarg w formule „zaprojektuj i wybuduj” na zrealizowanie inwestycji. Prace mają trwać przez około 20 miesięcy, a finał realizacji zadania planowany jest na sezon grzewczy 2024/2025.

źródło: www.lukow.pl 


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

 

Prezes URE ogłasza pierwszą z czterech zaplanowanych na ten rok aukcji na premię CHP

Wsparcie dla kogeneracji: Prezes URE ogłasza pierwszą z czterech zaplanowanych na ten rok aukcji na premię CHP (Combined Heat and Power)

Sesja aukcji dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji potrwa od 1 do 3 marca br.

W ramach pierwszej w tym roku aukcji zaplanowano, że wsparcie może osiągnąć maksymalną możliwą do rozdysponowania w bieżącym roku wartość, tj. 5,5 mld złotych. Premią może zostać objęta sprzedaż 28,6 TWh energii z wysokosprawnej kogeneracji. Wysokość premii oraz ilość energii elektrycznej przewidzianej do sprzedaży uwzględnia zarówno wartości określone na rok 2022 w rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska jak i niewykorzystaną pulę z rozporządzenia obowiązującego dla roku 2021 r., do czego zobowiązuje Prezesa URE ustawa o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji[1].

Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska[2] wartość referencyjna dla nowej jednostki kogeneracji opalanej paliwem gazowym wynosi 320,27 zł/MWh i jest o blisko 100 proc. wyższa niż w roku ubiegłym.

Rys. 1. Wykres przedstawia cenę referencyjną dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji opalanych paliwem gazowym na lata 2020, 2021, 2022.

  

Źródło: Opracowanie własne URE w oparciu o informacje z Rozporządzeń Ministra Klimatu i Środowiska

Sesja aukcji ACHP/1/2022 potrwa trzy dni robocze. Jej otwarcie nastąpi we wtorek 1 marca o godzinie 8:15, a zamknięcie w czwartek 3 marca o godzinie 16:15. Zgodnie z regulaminem aukcji zatwierdzonym przez Ministra Energii w listopadzie 2019 roku, aukcja zostanie przeprowadzona w formie pisemnej, w postaci papierowej.

Oferty należy przygotować korzystając z formularza oferty opublikowanego na stronie Biuletynu Informacji Publicznej URE w zakładce Kogeneracja/Aukcje CHP/Ogłoszenia i wyniki.

Ogłoszenie o aukcji dostępne jest na stronie Biuletynu Informacji Publicznej URE. Na www.ure.gov.pl dostępne są również formularze ofert wraz z poradnikiem, który zawiera istotne dla uczestników aukcji informacje i podpowiada, jak prawidłowo wypełnić aukcyjną ofertę. Niezależnie od tego, każdorazowo oferta wytwórcy – przed jej złożeniem w ramach sesji aukcji – jest weryfikowana przez ekspertów URE w zakresie prawidłowości jej sporządzenia (poza wysokością ceny), dzięki czemu w żadnej z dotychczasowych aukcji nie miał miejsca przypadek odrzucenia oferty z powodu jej błędnego przygotowania. Zgodnie z ostatnią nowelizacją ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, która weszła w życie 3 lipca 2021 r., Prezes URE zobowiązany jest ogłaszać, organizować i przeprowadzać aukcje nie rzadziej niż raz na kwartał.

 

Zgodnie z harmonogramem aukcji CHP na ten rok przewidziane zostały jeszcze trzy aukcje.

Harmonogram kolejnych aukcji zaplanowanych na 2022 r.

ACHP/2/2022 między 1 a 24 czerwca

ACHP/3/2022 między 1 a 23 września

ACHP/4/2022 między 1 a 23 grudnia

 

Każdy z inwestorów może złożyć w aukcji więcej niż jedną ofertę, o ile dotyczą one różnych jednostek kogeneracji. Aukcję wygrywają uczestnicy, którzy zaoferowali najniższą wysokość premii kogeneracyjnej (tj. dopłaty do sprzedawanej energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji) i których oferty łącznie nie przekroczyły 100 proc. wartości lub ilości energii elektrycznej określonej w ogłoszeniu o aukcji oraz 80 proc. ilości energii elektrycznej objętej wszystkimi złożonymi ofertami.

Informacje o wynikach aukcji Prezes URE ogłosi w serwisie internetowym URE niezwłocznie po jej rozstrzygnięciu.

***

  • Aukcyjny system wsparcia dla źródeł wytwarzających w jednym procesie technologicznym energię elektryczną i ciepło przeznaczony jest dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji o mocy od 1 do 50 MW.
  • Podmioty zainteresowane udziałem w aukcji w przypadku dodatkowych pytań mogą przesyłać je drogą mailową na adres chp@ure.gov.pl lub skontaktować się z Urzędem telefonicznie pod numerami : +48 22 487 57 38; +48 22 487 54 89; +48 22 487 57 74.

[1] Dz. U. 2019 poz. 42

[2] Rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 24 października 2021 r. w sprawie wartości referencyjnych dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji w roku 2022 (poz. 1965)

źródło: www.ure.gov.pl


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

 

MPEC Nowy Sącz ogłosił przetarg na budowę kolejnego kotła na biomasę

Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Sp. z o.o. w Nowym Sączu ogłosił przetarg ,,Budowę kotła na biomasę o mocy nominalnej 3 MW wraz z infrastrukturą techniczną” w ramach projektu ,,Nowe Źródła Energii w MPEC Nowy Sącz”

Zakres przedmiotu zamówienia obejmie opracowanie kompleksowej dokumentacji projektowej na budowę kotła biomasowego o mocy 3 MW wraz z przyłączami i zewnętrznymi instalacjami niezbędnymi do jej funkcjonowania z uzyskaniem warunków podłączenia, decyzji – w tym pozwolenia na budowę, a także dostawę kotła biomasowego z urządzeniami pomocniczymi, montażem i podłączeniem, doprowadzeniem wszystkich niezbędnych mediów i uzyskaniem prawomocnego pozwolenia na użytkowanie.

Termin realizacji zamówienia:

-Przekazanie placu budowy  – do 14 dni kalendarzowych od dnia zawarcia umowy.

-Odbiory częściowe – zgodnie z „Harmonogramem rzeczowo-finansowym”.

– Wykonanie projektów: budowlanego, technicznego i wykonawczego – do 3 miesięcy od podpisania umowy, bez uzyskania pozwolenia na budowę.

-Odbiór częściowy – technologia wraz z próbami i dokumentacją odbiorową – do 30 listopada 2022r.

-Odbiór końcowy wraz uzyskaniem prawomocnego pozwolenia na użytkowanie obiektu – do 28 lutego 2023 r.


Dołącz do nas podczas XI edycji najważniejszego i największego wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy na cele energetyczne


Postępowanie prowadzone jest wg zasady konkurencyjności opisanej w „Wytycznych w zakresie udzielania zamówień w ramach Mechanizmu Finansowego EOG na lata 2014-2021 oraz Norweskiego Mechanizmu Finansowego na lata 2014-2021” oraz zapisów „Regulaminu udzielania zamówień MPEC Sp.  z o. o. w Nowym Sączu” – zamieszczonego na stronie internetowej Zamawiającego i do wglądu w siedzibie Zamawiającego.

Nr projektu: Nr MFEOG.07.04.13-06-0022/21-00
Tytuł projektu: „Nowe Źródła Energii w MPEC Nowy Sącz”
Tytuł zadania: Montaż kotła na biomasę o mocy nominalnej 3 MW.

Projekt jest współfinansowany ze środków Mechanizmu Finansowego EOG 2014-2021 w ramach programu: „Środowisko, Energia i Zmiany klimatu”.

Termin składania ofert upływa w dniu 11 stycznia 2022 r. o godz. 12.00.

Szczegóły dostępne są pod linkiem: http://www.mpecns.pl/budowa-kotla-na-biomase-o-mocy-nominalnej-3-mw-wraz-z-infrastruk.html

źródło: www.mpecns.pl


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

 

Prezes URE ogłosił wyniki aukcji głównej rynku mocy na dostawy w 2026 roku

Przeprowadzona w grudniu 2021 r. przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne aukcja zakończyła się w pierwszej rundzie.

Do pobrania lista zwycięzców aukcji 👉 Ostateczne_wyniki_aukcji_glownej_na_rok_dostaw_2026

Łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych i zakupionych w wyniku tej aukcji wynosi 7,2 GW[1] ( przy czym prawie 80 proc. zostało zakontraktowane przez jednostki wytwórcze, a ponad 20 proc. przez jednostki redukcji zapotrzebowania, tzw. DSR[2])

W wyniku aukcji zawarto umowy z 26 dostawcami mocy obejmujące łącznie 128 jednostek rynku mocy  (w tym 89 jednostek fizycznych polskich oraz 39 jednostek zagranicznych). Po raz pierwszy w aukcji mocy wzięły udział jednostki spoza terytorium RP – z terenu systemu przesyłowego Królestwa Szwecji[3].
Cena zamknięcia dla jednostek polskich fizycznych wyniosła 400,39 zł/kW/rok, natomiast dla jednostek zagranicznych 399 zł/kW/rok.

Rys. 1. Cena zamknięcia aukcji głównych na rynku mocy na lata 2021-2026 (zł/Kw/rok).

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych zakontraktowana w wyniku wcześniejszych aukcji dotyczących roku dostaw 2026 wynosi 11,5 GW. A zatem razem łącznie na rok 2026 zawarte zostały umowy mocowe na ok. 18,8 GW. Szczegółowe dane i informacje dotyczące rozstrzygnięcia aukcji znajdują się w Informacji Prezesa URE nr 2/2022.

Rynek mocy

Jednym z powodów przygotowania regulacji tworzących zachęty inwestycyjne do budowy nowych i modernizacji istniejących jednostek wytwórczych była potrzeba zapobieżenia sytuacji niedoboru energii elektrycznej w przyszłości. a. Przepisy te mają również na celu aktywizację zarządzania zużyciem energii i uelastycznienie popytu na energię elektryczną. I właśnie dla realizacji tych celów powstało nowe rozwiązanie regulacyjne – rynek mocy.

Wprowadzenie rynku mocy oznacza zmianę architektury rynku energii z jednotowarowego, na rynek dwutowarowy, gdzie transakcjom kupna-sprzedaży podlega nie tylko wytworzona energia elektryczna, ale również moc dyspozycyjna netto, czyli gotowość do dostarczania energii do sieci.

Wybór jednostek rynku mocy, które za odpowiednim wynagrodzeniem oferują nową usługę, dokonywany jest w wyniku aukcji typu holenderskiego, czyli składających się z wielu rund z ceną malejącą. Jednostki rynku mocy, które są dopuszczone do udziału w aukcji, po pozytywnym zakończeniu procesu certyfikacji ogólnej a następnie procesu certyfikacji do aukcji głównej, opuszczają aukcję, kiedy cena kolejnej rundy już nie zapewnia ich oczekiwanego wynagrodzenia za moc. W efekcie, aukcje wygrywają najtańsze oferty, przy zachowaniu neutralności technologicznej.

***

  • 16 grudnia 2021 r. Polskie Sieci Energetyczne (PSE) przeprowadziły aukcję główną na rok dostaw 2026.
  • 3 stycznia br. rozpoczęła się certyfikacja ogólna do aukcji głównej rynku mocy na 2027 rok. Wnioski można składać do PSE do 17 stycznia.
  • Wcześniejsza certyfikacja obowiązuje wszystkich uczestników aukcji głównej. Bez niej nie można przystąpić do aukcji.
  • Koszt rynku mocy w 2021 roku wyniósł 5,4 mld zł. Koszt zakupu obowiązków mocowych zakontraktowanych w aukcjach na 2022 rok wynosi 5,3 mld zł.
  • Dostawcami mocy mogą być:
  • jednostki redukcji zapotrzebowania – podmioty lub grupy podmiotów zdolne do ograniczenia poboru energii z sieci poprzez wykorzystanie sterowanego odbioru lub swoich jednostek wytwórczych – np. zakład przemysłowy, który w okresie zagrożenia ograniczy zapotrzebowanie na moc z systemu, uruchamiając agregaty prądotwórcze,
  • jednostki wytwórcze – podmioty uprawnione do dostarczania energii elektrycznej do sieci – np. elektrownie lub elektrociepłownie,
  • magazyny energii.

[1] Wskazana wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy została wyznaczona na podstawie sumy oferowanych obowiązków mocowych wynikających ze wszystkich wydanych przez PSE certyfikatów dotyczących aukcji głównej na rok dostaw 2026, w tym także certyfikatów warunkowych. Wielkość ta może zostać skorygowana, w przypadku braku wniesienia zabezpieczenia finansowego w terminie wynikającym z rozporządzenia Ministra Energii z dnia 3 września 2018 r. w sprawie zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych.

[2] Demand Side Response; to dobrowolne i czasowe obniżenie przez odbiorców zużycia energii elektrycznej lub przesunięcie w czasie jej poboru w zamian za oczekiwane wynagrodzenie. DSR przyczynia się do zachowania stabilności w KSE w przypadku  wystąpienia trudnej sytuacji bilansowej, w szczególności w godzinach szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną.

[3] Polski system elektroenergetyczny jest połączony z systemem szwedzkim podwodną linią kablową stałoprądową wysokiego napięcia SwePol Link, która stanowi współwłasność operatorów polskiego i szwedzkiego.


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

 

 

Powstaje konstytucja dla wodoru. Minister klimatu zapowiada nowy pakiet legislacyjny

W 2022 r. przygotujemy tzw. konstytucję dla wodoru, czyli pakiet legislacyjny, który ma uregulować i wesprzeć budowę tej innowacyjnej gałęzi gospodarki w Polsce – poinformowała minister klimatu i środowiska Anna Moskwa

2 listopada 2020 roku rząd przyjął Polską Strategię Wodorową do roku 2030 z perspektywą do roku 2040.

Przyjęta strategia przewiduje opracowanie pakietu legislacyjnego regulującego funkcjonowanie rynku wodoru w Polsce.

Rozwiązania nad którymi obecnie pracujemy będą miały formę tzw. konstytucji dla wodoru, składającej się z kilku elementów – poinformowała minister klimatu i środowiska Anna Moskwa.

Jak wyjaśniła szefowa resortu, chodzi o projekt nowelizujący szereg obecnie obowiązujących aktów prawnych, w tym w szczególności Prawa energetycznego oraz ustawy o wspieraniu produkcji wodoru ze źródeł niskoemisyjnych. Dodała, że towarzyszyć temu będą też rozporządzenia, które mają zmniejszać ryzyko inwestycji związanych z wdrażaniem technologii wodorowych.

Anna Moskwa poinformowała, że w pierwszym kwartale 2022 r. zostanie przyjęte rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie wymagań technicznych dla stacji wodoru, które wesprze cel strategii wodorowej dotyczący budowy co najmniej 32 stacji tankowania wodoru do 2025 r.

Oceniamy, że technologie wodorowe zostaną wdrożone najpierw w sektorze transportu publicznego – powiedziała minister.

Ma to związek m.in. z prowadzonym przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej programem dla samorządów – Zielony Transport Publiczny z którego można otrzymać środki na kupno elektrycznych, jak i wodorowych autobusów.

7 stycznia rusza nabór wniosków w programie wsparcia budowy stacji ładowania pojazdów elektrycznych oraz stacji tankowania wodoru. Budżet tego programu wyniesie 870 mln zł.

Szefowa resortu klimatu dodała, że w nowelizacji ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw z 2020 r. znalazły się zapisy regulujące kwestię wodoru.

Zapisy dotyczące wodoru wejdą w życie z początkiem 2023 r. Na ich podstawie minister właściwy do spraw energii jest zobligowany do przyjęcia rozporządzeń opisujących metody badania jakości wodoru, sposób pobierania jego próbek przez akredytowane laboratoria oraz wymagania jakościowe dla wodoru. Prace nad rozporządzeniami zostaną przeprowadzone w 2022 r. – podsumowała minister Moskwa.

Polska Strategia Wodorowa przewiduje opracowanie programów wsparcia budowy gospodarki wodorowej, przy czym pomoc ta ma objąć wyłącznie wodór niskoemisyjny, tj. pochodzący z źródeł odnawialnych oraz powstały przy wykorzystaniu technologii bezemisyjnych.

Strategia wytycza sześć celów:

  • wdrożenie technologii wodorowych w energetyce i ciepłownictwie;
  • wykorzystanie wodoru jako paliwa alternatywnego w transporcie;
  • wsparcie dekarbonizacji przemysłu;
  • produkcja wodoru w nowych instalacjach;
  • sprawny i bezpieczny przesył, dystrybucja i magazynowanie wodoru;
  • stworzenie stabilnego otoczenia regulacyjnego.

Zgodnie z planem do 2030 r. ma powstać 2 GW mocy instalacji do produkcji wodoru i jego pochodnych z niskoemisyjnych źródeł, procesów i technologii, w tym w szczególności instalacji elektrolizerów.

Strategia zakłada ponadto, że w tym czasie po polskich drogach będzie jeździło 800-1000 nowych autobusów wodorowych; powstaną minimum 32 stacje tankowania i bunkrowania wodoru oraz będzie funkcjonowało co najmniej pięć dolin wodorowych, skupiających zakłady produkcji wodoru.

Autor: Redakcja CIRE.PL
Źródło: Ministerstwo Klimatu i Środowiska


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

 

 

KE planuje zmianę przepisów dotyczących monitorowania i raportowania emisji ze spalania zrównoważonej biomasy

KE planuje zmianę przepisów dotyczących spełniania kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych przez biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy wykorzystywane do spalania w instalacjach objętych systemem handlu uprawnieniami do emisji, które zgodnie z obecnie obowiązującymi przepisami, będą obowiązywać od 1 stycznia 2022 roku.

Komisja Europejska rozpoczęła inicjatywę legislacyjną dotyczącą zmiany rozporządzenia 2018/2066, której przedmiotem jest opóźnienie o rok terminu obowiązywania wymagań dotyczących potwierdzania KZR i ograniczania emisji gazów cieplarnianych przez biomasę stałą wykorzystywaną do celów energetycznych.

 

Pełna treść projektu do pobrania jest pod linkiem: Projekt rozporządzenia wykonawczego KZR dla biomasy

 


Dołącz do nas podczas XI edycji najważniejszego i największego wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy na cele energetyczne


W ramach niniejszej inicjatywy dokonuje się zmiany art. 38 rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2066 w sprawie monitorowania i raportowania emisji.  

Dotyczy to harmonogramu stosowania niektórych przepisów dotyczących monitorowania i raportowania w zakresie emisji, a w szczególności zerowego wskaźnika emisji ze spalania zrównoważonej biomasy.

Celem zmiany jest zapewnienie solidnego, skutecznego i zharmonizowanego wdrożenia przepisów oraz umożliwienie szkolenia weryfikatorów.

Uwagi do tego projektu aktu prawnego można zgłaszać przez 4 tyg. w terminie od 14 grudnia 2021 do 11 stycznia 2022  (północ czasu brukselskiego) i zostaną wzięte pod uwagę przy opracowywaniu ostatecznego kształtu tej inicjatywy. 

Jak informuje na swojej stronie KE przyjęcie zmiany rozporządzenia 2018/2066 ma nastąpić w I kwartale 2022 r.

źródło: https://ec.europa.eu/


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

 

Energa Kogeneracja szuka dostawców biomasy

Energa Kogeneracja (EKO) podejmuje dodatkowe działania zabezpieczające dostawy ciepła dla mieszkańców Elbląga. Spółka poszukuje dla Elektrociepłowni Elbląg (EC Elbląg) nowych dostawców biomasy w ramach 3-letnich kontraktów.

Blok biomasowy BB20 jest obecnie podstawowym źródłem ciepła w EC Elbląg. Jednostka produkuje ciepło na rzecz miejskiego systemu ciepłowniczego w Elblągu, dostarcza parę technologiczną dla elbląskiego browaru, produkuje także energię elektryczną. W związku z tym dla niezagrożonej realizacji prowadzonej działalności Energa Kogeneracja poszukuje dostawców biomasy, z którymi zamierza zawrzeć kontrakty na okres 3 lat. Zakłada się, że dostawy biomasy będą realizowane głównie z obszaru Polski, jak również z Litwy i Ukrainy, Niemiec czy z Austrii. Firmy, z którymi EKO podpisze umowy będą miały dostarczyć łącznie 100 tys. ton pelletu rocznie. Dłuższe niż dotąd umowy mają z jednej strony przyciągnąć dostawców zainteresowanych stabilną współpracą z pewnym partnerem, z drugiej zaś zabezpieczą stabilną pracę bloku biomasowego BB20 na dłuższy okres.

Firmy zainteresowane współpracą mają czas na składanie ofert do 10 stycznia 2022 roku. Więcej szczegółów na temat postępowania EKO dostępne jest na stronie spółki.


Dołącz do nas podczas XI edycji najważniejszego i największego wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy na cele energetyczne


Elektrociepłownia Elbląg się zmienia

EKO realizuje program inwestycyjny, w ramach którego nastąpi transformacja paliwowa EC Elbląg w kierunku spalania paliw niskoemisyjnych. Docelowo w EC Elbląg eksploatowane będą źródła energii zasilane gazem ziemnym oraz biomasą. W końcowej fazie realizacji jest już kotłownia rezerwowo-szczytowa o mocy cieplnej 114 MWt. Nowy obiekt przechodzi obecnie próby funkcjonalne, w trakcie których dostarcza także ciepło na potrzeby elbląskiego systemu ciepłowniczego. W początkowej fazie przygotowań jest układ kogeneracyjnych silników gazowych o mocy cieplnej 30 MWt i elektrycznej 30 MWe. Zakończenie realizacji całego programu inwestycyjnego w Elblągu planowane jest na koniec 2025 roku.

Podobny proces trwa obecnie także w należącej do EKO Elektrociepłowni Kalisz, gdzie rozpoczyna się realizacja inwestycji związanej z budową kotłowni rezerwowo-szczytowej o mocy cieplnej 50 MWt. Trwa również postępowanie przetargowe na wykonawcę układu silników gazowych o mocy cieplnej 20 MWt i elektrycznej 20 MWe. W Kaliszu realizacja programu inwestycyjnego ma zostać sfinalizowana w 2023 roku.

Konieczność modernizacji aktywów ciepłowniczych w Grupie Energa wynika wprost z unijnych przepisów, które zostały transponowane do prawodawstwa polskiego – w szczególności z dyrektywy IED w sprawie ograniczenia emisji przemysłowych, przyjętej w listopadzie 2010 roku przez Parlament Europejski i Radę Europy oraz dyrektywy MCP z listopada 2015 roku w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania.

źródło: www.media.energa.pl


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

 

 

URE: Nowe taryfy na sprzedaż gazu dla PGNiG Obrót Detaliczny oraz na dystrybucję dla Polskiej Spółki Gazownictwa

Od stycznia ok. 9 złotych więcej na rachunkach „kuchenkowiczów”

Prezes URE zatwierdził nowe taryfy na sprzedaż gazu dla PGNiG Obrót Detaliczny oraz na dystrybucję tego paliwa dla Polskiej Spółki Gazownictwa

Po raz pierwszy taryfa rozkłada podwyżkę cen gazu na raty

17 grudnia 2021 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził taryfę PGNiG Obrót Detaliczny (PGNiG OD) dla odbiorców w gospodarstwach domowych. Jest to jednocześnie pierwsza taryfa zatwierdzona na podstawie szczególnego mechanizmu wprowadzonego w celu minimalizowania podwyżek cen gazu dla odbiorców w gospodarstwach domowych. Pozwala on ograniczyć skalę podwyżki ceny gazu poprzez przeniesienie części kosztów jego zakupu na trzy kolejne lata, a nie jak dotychczas – uwzględnić całość tych kosztów wyłącznie w aktualnie kalkulowanej taryfie.

Wysokie ceny gazu na rynku hurtowym

To szczególne rozwiązanie zostało wprowadzone w celu ograniczenia podwyżki cen paliwa gazowego dla odbiorców w gospodarstwach domowych. Poziom wnioskowanych przez spółki, a następnie zatwierdzanych przez Prezesa URE taryf na sprzedaż paliwa gazowego gospodarstwom domowym, w  znacznej części jest pochodną kosztów zakupu gazu ziemnego przez te przedsiębiorstwa, a koszty te od początku bieżącego roku gwałtownie rosną. O dynamicznej i dotychczas nieobserwowanej sytuacji na europejskim rynku gazu, która skutkuje wysokimi cenami tego paliwa, pisaliśmy już w połowie października.

Od początku 2021 r. obserwujemy bowiem znaczny wzrost cen gazu ziemnego w całej Europie. Dla przedsiębiorstw zajmujących się jego sprzedażą na rynku detalicznym przekłada się to na wzrost kosztów pozyskania tego paliwa, co oznacza wzrost cen gazu po jakich oferowany jest gaz odbiorcom. Właśnie utrzymujący się wzrost cen gazu na Towarowej Giełdzie Energii, która stanowi podstawowe źródło pozyskania tego paliwa przez PGNiG OD, jest głównym powodem wzrostu cen dla odbiorców indywidualnych.

Rys. 1. Zmiana cen zakupu gazu na Towarowej Giełdzie Energii w latach 2020 i 2021. Porównanie kosztów zakupu paliwa w kontraktach terminowych

Źródło: TGE – Dane statystyczne

Detaliczne ceny gazu wzrastają mniej niż hurtowe

Regulator dba o równoważenie interesów przedsiębiorstw gazowych i odbiorców gazu i zatwierdza taryfy skalkulowane przez przedsiębiorstwa w oparciu o koszty uzasadnione. Prezes URE w toku prowadzonych postępowań taryfowych bada, czy taryfa spełnia wymogi prawa oraz czy koszty uwzględnione przez przedsiębiorstwo we wniosku taryfowym spełniają kryterium kosztów uzasadnionych[1]. Tym razem zastosowano również nowe, szczególne rozwiązanie umożliwiające rozłożenie podwyżki cen gazu na trzy kolejne lata, co ograniczyło wzrost cen gazu w taryfie PGNiG OD na 2022 rok.

W nowej taryfie PGNiG OD ceny gazu są wyższe o ok. 83 proc., natomiast stawki opłat abonamentowych pozostały na niezmienionym poziomie. Oznacza to wzrost średnich płatności w części rachunku dotyczącej obrotu (cena za paliwo gazowe oraz opłata abonamentowa) o ok. 77 proc. dla odbiorców używających zarówno gazu wysokometanowego, jak i gazów zaazotowanych Ls i Lw.

Od stycznia ok. 9 złotych więcej na rachunkach „kuchenkowiczów”

Na całkowity koszt rachunku za gaz płaconego przez odbiorców w gospodarstwach  domowych składają się: koszty jego zakupu i opłat abonamentowych (które są zawarte w taryfie PGNiG OD) oraz koszty dystrybucji gazu (transportu). Prezes URE zatwierdza taryfy zarówno dla sprzedaży (tylko dla odbiorców używających gazu na potrzeby gospodarstw domowych), jak i usługi jego dystrybucji (dla wszystkich grup odbiorców). Odbiorcy w gospodarstwach domowych obsługiwani przez PGNiG OD ponoszą opłaty za dystrybucję najczęściej – ze względu na skalę działania firmy – według taryfy Polskiej Spółki Gazownictwa (PSG). 17 grudnia br. Prezes URE zatwierdził także taryfę dla usług dystrybucji paliw gazowych ustaloną przez PSG na 2022 r. Wzrost opłat dystrybucyjnych w wyniku wprowadzenia tej taryfy dla wszystkich grup odbiorców wyniesie średnio 3,6 proc.

Rys 2. Zmiana rachunków netto (bez VAT) za gaz odbiorców w gospodarstwach domowych w 2022 r. według nowo zatwierdzonych taryf PGNiG OD oraz PSG.

Wobec zmian obu taryf płatności kompleksowe (łącznie za gaz i jego dostawę) dla odbiorców korzystających z usług PGNiG OD i PSG będą przedstawiały się następująco. Dla statystycznego odbiorcy w grupie W-1.1 zużywającego gaz do przygotowania posiłków, płatność będzie wyższa o 41 proc., co oznacza kwotowy wzrost rachunku o ok. 9 zł miesięcznie netto. Dla odbiorców z grupy W 2.1 płatność wrośnie o 54 proc. czyli o 56 zł netto miesięcznie. Natomiast odbiorcy zużywający największe ilości paliwa, tj. ogrzewających gazem domy (grupa taryfowa W-3.6), zapłacą o ok. 174 zł netto miesięcznie więcej (wzrost płatności o 58 proc.).

Tabela 1. Szacunkowa wartość zmiany średnich poziomów łącznych płatności netto w grupach, do których kwalifikowani są odbiorcy w gospodarstwach domowych, korzystający z gazu ziemnego wysokometanowego zgodnie z nową taryfą PGNiG OD i dystrybutora PSG na 2022r.

UWAGA: wszystkie ceny oraz zmiany płatności podawane przez URE są wyrażone w wielkościach netto.

***

  • Zasady ustalania taryf przez przedsiębiorstwa oraz zasady ich zatwierdzania przez Regulatora są określone w ustawie Prawo Energetyczne[2] oraz w tzw. rozporządzeniu taryfowym[3].
  • Przedsiębiorca może wprowadzić nową taryfę już 14 dnia od dnia jej opublikowania przez Prezesa URE. Nowe taryfy zostały opublikowane w Biuletynie Branżowym URE – Paliwa gazowe.
  • Zgodnie z obowiązującymi przepisami, od 2017 roku Prezes URE zatwierdza taryfy na gaz sprzedawany wyłącznie odbiorcom w gospodarstwach domowych[4]. Ostatnie zatwierdzane przez Regulatora taryfy będą obowiązywały w 2023 roku. Od 2024 roku cenniki sprzedaży gazu ustalone przez przedsiębiorców dla odbiorców w gospodarstwach domowych nie będą zatwierdzane przez Prezesa URE.
  • Regulowana taryfa na sprzedaż paliw gazowych to cena maksymalna. Sprzedawcy mogą oferować gaz odbiorcom końcowym po cenach poniżej taryfy, zależnie od m.in. bieżących cen gazu.
  • W Polsce sprzedaż gazu do odbiorców końcowych zdominowana jest przez podmioty z grupy kapitałowej PGNiG. Udział tych podmiotów w sprzedaży wynosił niecałe 86 proc. w 2020 r.
  • W ramach tzw. tarczy antyinflacyjnej ustawodawca przewidział obniżenie w pierwszym kwartale 2022 roku stawki podatku VAT na sprzedaż paliwa gazowego z 23 do 8 proc.
  • Obniżona stawka podatku VAT przełoży się na końcowy rachunek konsumentów – odbiorców paliw gazowych. Oznacza to, że realna zmiana płatności odbiorców może być inna niż wskazana w niniejszej informacji, ponieważ ceny zatwierdzane i podawane przez Regulatora są cenami netto
  • Odbiorcy gazu skorzystają nie tylko z obniżonej stawki podatku VAT, ale także z tzw. dodatków osłonowych, które będą mogły zostać przeznaczone na pokrycie płatności za gaz lub ogrzewanie.
  • Z obniżonej stawki VAT i dodatku osłonowego skorzystają odbiorcy gazu niezależnie od tego, czy korzystają z taryfy regulowanej czy oferty wolnorynkowej swojego sprzedawcy. Więcej na temat dodatków osłonowych na stronie ministerstwa klimatu i środowiska.

źródło: www.ure.gov.pl


[1] Zgodnie z art. 3 pkt 21 ustawy Prawo energetyczne koszty uzasadnione to koszty niezbędne do wykonania zobowiązań powstałych w związku z prowadzoną przez przedsiębiorstwo działalnością polegającą na wytwarzaniu, przetwarzaniu, magazynowaniu, przesyłaniu i dystrybucji, obrocie paliwami lub energią oraz przyjmowane przez przedsiębiorstwo energetyczne do kalkulacji cen i stawek opłat ustalanych w taryfie w sposób ekonomicznie uzasadniony, z zachowaniem należytej staranności zmierzającej do ochrony interesów odbiorców. Koszty uzasadnione nie są tożsame z kosztami uzyskania przychodów w rozumieniu przepisów podatkowych.

[2] Dz. U. z 2021 r. poz. 1093.

[3] Rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi, Dz.U. z 2021 r. poz. 280.

[4] ustawodawca ustawą z dnia 30 listopada 2016 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, wyłączył od 1 października 2017 r. zatwierdzanie paliw gazowych z kompetencji Prezesa URE. Jedynie na okres przejściowy, trwający do 31 grudnia 2023 r., w gestii Prezesa URE pozostawiono zatwierdzanie taryf wyłącznie dla odbiorców w gospodarstwach domowych (art. 47 ust. 1a i art. 62b ust. 1 ustawy ‒ Prawo energetyczne).

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

   

  

 

Od stycznia za prąd zapłacimy o 21 zł więcej

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził taryfy na sprzedaż energii dla czterech tzw. sprzedawców z urzędu oraz pięciu największych spółek dystrybucyjnych

W ostatnim kwartale każdego roku w URE prowadzone są postępowania mające na celu zatwierdzenie taryf za energię elektryczną na kolejny rok dla spółek dystrybucyjnych i tzw. sprzedawców z urzędu (z grup PGE, Tauron, Enea i Energa), świadczących usługi dla przeważającej większości odbiorców w kraju.

Zarówno sprzedawcy (spółki obrotu), jak i spółki dystrybucyjne, kalkulują swoje koszty, a następnie przekładają je na ceny energii oraz stawki za jej dostarczenie do odbiorców końcowych. Tak skalkulowane taryfy przedkładają regulatorowi do zatwierdzenia. Prezes URE prowadzi postępowania taryfowe badając, czy wnioskowane przez przedsiębiorców taryfy spełniają wymagania określone prawem i przedstawiają jedynie uzasadnione koszty przedsiębiorców. Tak długo, jak regulator nie będzie przekonany, że dany poziom taryfy równoważy interesy przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców, uwzględniając aktualne warunki funkcjonowania rynku i sytuację ekonomiczną przedsiębiorstw, taryfy nie mogą zostać zatwierdzone.

Wysokie hurtowe ceny energii oraz koszty zakupu praw do emisji CO2 głównymi przyczynami wzrostu naszych rachunków

Rosną koszty zakupu energii elektrycznej na rynku hurtowym. Kontrakty zawierane na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) pokazują, że w ostatnim roku cena energii – zarówno z dostawą na rok 2022, jak i na kolejne lata – gwałtownie rośnie. Zmiany średnich cen energii elektrycznej na rynku hurtowym obrazuje rys.1. Jeszcze w listopadzie 2020 r. cena energii w kontraktach terminowych oscylowała na poziomie 242 zł/MWh, by w listopadzie br. osiągnąć poziom 470 zł/MWh. Ceny te obecnie nadal rosną.

Rys. 1 Średnie ceny energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii w kontraktach terminowych na 2022 rok [zł/MWh]w okresie od maja 2019 r. do listopada 2021 r.

Opracowanie własne URE na podstawie notowań giełdowych na TGE

Drugim  czynnikiem znacząco przekładającym się  na ceny energii w Polsce, są koszty zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla (CO2). Nasza energetyka w większości oparta jest bowiem na tym paliwie: 80 proc. wyprodukowanej w tym roku w kraju energii elektrycznej pochodziło właśnie z węgla[1]. Koszty uprawnień w okresie od maja 2019 r. do listopada br. wzrosły od 100 do 310 zł za tonę i obecnie nadal rosną.

Rys. 2. Zmiany cen uprawnień do emisji CO2

Opracowanie własne na podstawie notowań ICE EUA Futures.

Dystrybutorzy inwestują

Stawki nowych taryf dystrybutorów energii wzrosną średnio (dla wszystkich grup odbiorców) o 8 proc. i wynika to głównie ze wzrostu kosztów prowadzonej działalności operacyjnej i koniecznych inwestycji. Operatorzy ponoszą także koszty zakupu energii na pokrycie strat podczas dystrybucji.

W taryfach dystrybucyjnych uwzględnione są także opłaty wynikające z przepisów prawa, które nie trafiają do dystrybutorów, tj.:

  • stawka opłaty kogeneracyjnej[2], która wzrosła z 0 zł/MWh do 4,06 zł/MWh. Opłata ta związana jest z systemem wsparcia dla energii produkowanej w procesie kogeneracji,
  • stawka opłaty mocowej – wzrost o ok. 30 proc.,
  • opłata OZE – spadek z 2,2 zł/MWh do 0,9 zł/MWh.

W 2022 roku rachunki za energię wzrosną około 21 złotych netto miesięcznie[3]

Na całkowity koszt rachunku za energię elektryczną składają się koszty zakupu energii oraz koszty jej dystrybucji (transportu). Prezes URE zatwierdza taryfy zarówno dla sprzedaży (tylko dla odbiorców w gospodarstwach domowych korzystających z taryf tzw. sprzedawców z urzędu), jak i usługi jej dystrybucji (dla wszystkich grup odbiorców).

Rys. 3 Rachunki za prąd odbiorców w gospodarstwach domowych w 2022 r. (grupa G11). Stawki netto.

W wyniku zatwierdzenia nowych taryfy na obrót (sprzedaż) energią elektryczną odbiorcy w grupie G11[4], dla których sprzedawcą z urzędu są firmy Enea, Energa, PGE i Tauron, zapłacą za energię ok. 17 złotych netto miesięcznie więcej (37 proc.). Natomiast wzrost stawek dystrybucji dla tych odbiorców wyniesie średnio 9 proc. – nominalnie część dystrybucyjna rachunku w grupie G11 może wzrosnąć od 3,70 zł do 4,50 zł netto miesięcznie.

Oznacza to, że od 1 stycznia 2022 r. łączny średni wzrost rachunku statystycznego gospodarstwa domowego rozliczanego kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja w grupie G11) wyniesie ok. 24 proc. w stosunku do roku 2021, co oznacza wzrost o ok. 21 złotych netto miesięcznie[5].

Rys. 4. Tabela zawiera zestawienie zmian płatności netto rachunku za dystrybucję dla odbiorców.

Szacunkowe wartości zmian na rachunkach obliczono dla odbiorców w gospodarstwach domowych dla grup G11 i G12 – dla średniego zużycia w kraju w 2020 r. W przybliżeniu zestawienie odpowiada rocznemu zużyciu energii w tych grupach przez przeciętną 3 osobową rodzinę, przy najczęściej stosowanym okresie rozliczeniowym (G11 – 1,8 MWh rocznie; G12 – 3,28 MWh rocznie).

UWAGA: wszystkie ceny i stawki i ich zmiany podawane przez URE są stawkami netto.

* Wyższe wzrosty w procentach stawki dystrybucyjnej w grupach taryfowych G wynikają ze zmiany wysokości opłaty mocowej – wzrost do 2 zł miesięcznie.

**Dla statystycznego odbiorcy danego dystrybutora dla najczęściej stosowanego okresu rozliczeniowego

Rys. 5 Zmiany rachunków w gospodarstwach domowych w latach 2016 -2022. Ceny netto, obliczone dla 1 MWh, obejmują sprzedaż i dystrybucję. Średnio dla wszystkich odbiorców w grupach taryfowych G.

Wykres przedstawia łącznie cenę energii wraz ze stawką opłat za dystrybucję. Jest to średnia ważona dla wszystkich grup G. Ceny energii z  lat 2016-2018 i 2020-2022 pochodzą z taryf zatwierdzonych przez Prezesa URE. Cena na rok 2019 została obliczona na podstawie rozporządzenia wykonawczego do ustawy cenowej[6]. Przeciętne gospodarstwo domowe zużywa ok. 2 MWh rocznie.

***

  • Taryfy zatwierdzane przez Regulatora czterem tzw. sprzedawcom z urzędu mają zastosowanie dla 9,8 mln odbiorców w gospodarstwach domowych (czyli 63 proc. z 15,6 mln wszystkich klientów w grupie gospodarstw domowych).
  • Z ofert wolnorynkowych, czyli niepodlegających zatwierdzeniu przez Prezesa URE, korzysta już ponad 37 proc. odbiorców w gospodarstwach domowych w naszym kraju (ponad 5,8 mln).
  • Wszystkie ceny zatwierdzane i podawane przez Regulatora są cenami netto. Stawka VAT nie wpływa zatem na poziom taryfy zatwierdzanej przez Prezesa URE.
  • Zatwierdzone przez Prezesa URE 17 grudnia br. stawki taryf wyliczone zostały na podstawie przepisów obowiązujących w dniu zatwierdzenia taryfy, zgodnie z którymi akcyza wynosi 5 zł za MWh energii.
  • W ramach tzw. tarczy antyinflacyjnej ustawodawca przewidział obniżenie w pierwszym kwartale 2022 roku stawki podatku VAT na sprzedaż energii z 23 do 5 proc. oraz zwolnienie gospodarstw domowych z akcyzy na energię do końca maja 2022 r. Znaczna grupa odbiorców będzie również mogła w 2022 r. skorzystać z dodatków osłonowych.
  • Obniżona stawka podatku VAT przełoży się na końcowy rachunek konsumentów – odbiorców energii elektrycznej. Oznacza to, że realna zmiana płatności odbiorców może być inna niż wskazana w niniejszej informacji.
  • Z obniżonej stawki VAT i dodatku osłonowego skorzystają odbiorcy prądu niezależnie od tego, czy korzystają z taryfy regulowanej czy oferty wolnorynkowej swojego sprzedawcy. Więcej na temat dodatków osłonowych na stronie ministerstwa klimatu i środowiska.
  • Statystyki pokazujące ceny energii w krajach UE publikuje Eurostat.
  • Taryfy zatwierdzone przez Prezesa URE są publikowane w Biuletynach Branżowych Energia elektryczna.

źródło: www.ure.gov.pl


[1] W okresie pandemii i zmniejszonego zapotrzebowania na energię elektryczną w roku 2020 udział ten wynosił ok. 70 proc. Opracowanie własne na podstawie danych Agencji Rynku Energii i PSE.

[2] Określona w rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 28 listopada 2021 r. w sprawie wysokości stawki opłaty kogeneracyjnej na rok 2022 (Dz. U. z 2021 r., poz. 2185).

[3] Netto (bez VAT); dla średniego zużycia w 2020 r. odbiorców z grup taryfowych G11 (1813 kWh rocznie). Grupa G11 stanowi ok. 87 proc. wszystkich odbiorców w grupach G.

[4] Grupa G11 stanowi ok. 87 proc. wszystkich odbiorców w grupach G. Średnie zużycie w tej grupie w 2020 r. wyniosło 1813 kWh rocznie.

[5] Dla średniego zużycia w 2020 r. wszystkich odbiorców grup taryfowych G wynoszącej 2028 kWh rocznie.

[6] Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 19 lipca 2019 r. w sprawie sposobu obliczenia kwoty różnicy ceny i rekompensaty finansowej oraz sposobu wyznaczania cen odniesienia, Dz.U. z 2019 r. poz. 1369.


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

   

  

 

Kontakt

Renata Kałużna Jesteśmy zespołem złożonym z doświadczonych profesjonalistów, działającym w ramach firmy powemeetings.eu, która specjalizuje się w doradztwie oraz organizacji konferencji i szkoleń dla różnych sektorów gospodarki.

Al. Jerozolimskie 27
00-508 Warszawa

tel.: +48 22 740 67 80
kom.: +48 603 386 917
faks: +48 22 672 95 89

NIP: 952-139-65-83
REGON: 363385059

Renata.Kaluzna@powermeetings.eu

Stronę redaguje: Jolanta Szczepaniak
Kontakt: powermeetings@powermeetings.eu