Komunikat Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie dostaw biomasy, biokomponentów i paliw ciekłych zawierających biokomponenty z zagranicy

Biorąc pod uwagę brak w dyrektywie 2018/2001 w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (dalej „dyrektywa 2018/2001”) przepisów przejściowych, dotyczących utrzymania bądź uchylenia decyzji Komisji Europejskiej uznających dobrowolne systemy certyfikacji w oparciu o art. 18 ust. 4 dyrektywy 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (dalej „dyrektywa 2009/28/WE”), oraz z uwagi na fakt, że proces zatwierdzania dobrowolnych systemów certyfikacji na podstawie dyrektywy 2018/2001 nie został jeszcze zakończony przez Komisję Europejską, w celu zapewnienia płynności funkcjonowania rynku paliwowego oraz niezakłóconych dostaw biomasy, biokomponentów i paliw ciekłych zawierających biokomponenty z zagranicy:

Dołącz do nas 23 i 24 marca 2023 w Olsztynie podczas
XII edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy i RDF na cele energetyczne

1. Należy wskazać, iż zgodnie z art. 28o ust. 1 ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r.) o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (Dz. U. z 2021 r. poz. 1355, dalej „ustawa o biopaliwach”) Organ rejestrowy wydaje decyzje o zakazie wykonywania przez administratora systemu certyfikacji działalności gospodarczej, o której mowa w art. 28k ust. 1 w przypadku gdy administrator systemu certyfikacji:

  • nie usunął naruszeń wymaganych do wykonania działalności gospodarczej, o której mowa w art. 28l ust. 1 w wyznaczonym przez organ terminie;
  • złożył oświadczenia, o których mowa w art. 28l ust. 4 lub 5 pkt 1 lub 2, niezgodne ze stanem faktycznym;
  • przestał spełniać warunek, o którym mowa w art. 28l ust. 2.

Natomiast zgodnie z art. 28oa. Organ rejestrowy wykreśla administratora systemu certyfikacji z rejestru administratorów systemu certyfikacji na jego wniosek, a także po uzyskaniu informacji z Centralnej Ewidencji i Informacji o Działalności Gospodarczej albo Krajowego Rejestru Sądowego o wykreśleniu przedsiębiorcy.

W obecnym stanie prawnym podmioty wpisane do rejestru administratorów systemów certyfikacji, prowadzonego przez organ rejestrowy mogą zostać wykreślone z rejestru jedynie w przypadku, gdy spełniona zostanie jedna z ww. przesłanek. Biorąc pod uwagę powyższe oraz z uwagi na wspomniany brak  w dyrektywie 2018/2002/WE przepisów uchylających decyzje KE wydanych w oparciu o dyrektywę 2009/28/WE, jak również brak decyzji KE uchylających lub zastępujących ww. decyzje, o ile zostaną zachowane ww. przepisy ustawy o biopaliwach, nie ma przesłanek do wykreślenia z rejestru podmiotów obecnie w nim wpisanych.

2. Dla zapewnienia niezakłóconych dostaw biomasy, biokomponentów i paliw ciekłych zawierających biokomponenty z zagranicy, należy wskazać, że zgodnie z przepisami rozdziału 4b ustawy o biopaliwach, określone w tym rozdziale zasady, w tym m.in. konieczność uzyskania wpisu do rejestru administratorów systemu certyfikacji prowadzonego przez organ rejestrowy, dotyczą prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie udzielania zgody na korzystanie z uznanego systemu certyfikacji oraz wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wydawania certyfikatów, prowadzonej na terenie Polski.

Natomiast zgodnie z art. 28c ust. 2 ustawy o biopaliwach, za dokumenty potwierdzające spełnienie przez biomasę lub biokomponenty kryteriów zrównoważonego rozwoju i umożliwiające zaliczenia tych biokomponentów na poczet realizacji obowiązków określonych w art. 23 ust. 1 oraz art. 23b ust. 1, są dokumenty wymienione w art. 28c ust. 1, wystawione w innym niż Polska państwie członkowskim UE, EFTA lub w kraju trzecim, pod warunkiem, że zostały wystawione w ramach uznanego systemu certyfikacji. W związku z powyższym, w opinii Ministerstwa, posiadanie przez administratora uznanego systemu certyfikacji wpisu do rejestru KOWR nie jest warunkiem koniecznym do wykorzystania  dokumentów potwierdzających, że wskazana w tych dokumentach ilość biomasy lub biokomponentów spełnia kryteria zrównoważonego rozwoju, powstałych w innym niż Polska państwie członkowskim UE.

Jednocześnie działając w interesie rynku paliwowego i konsumentów paliw w Polsce Minister Klimatu i Środowiska w uzgodnieniu z Prezesem URE przyjmuje, iż w przypadku systemów certyfikacji, których ważność upłynie przed wydaniem przez KE nowych decyzji, istnieje potrzeba uzyskania certyfikatu w systemie posiadającym ważną decyzję KE. Podjęcie przez podmioty działań w ww. zakresie będzie więc uwzględnione w ramach  rozliczenia realizacji NCW przez podmioty zobowiązane.

Dodatkowo podkreślenia wymaga fakt, że w przypadku pojawienia się chwilowych zakłóceń na rynku paliwowym, Minister Klimatu i Środowiska dysponuje narzędziem w postaci systemu zapasów interwencyjnych, które mogą zostać użyte w celu zapewnienia stabilnych dostaw paliw na rynek.

źródło: Ministerstwo Klimatu i Środowiska

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

URE: nowe wzory wniosków o umorzenie zielonych i błękitnych świadectw pochodzenia za 2021 rok

Aby ułatwić przedsiębiorcom realizację ich obowiązków, Prezes URE przygotował  nowe, odpowiadające aktualnemu stanowi prawnemu, wzory wniosków o umorzenie świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii z biogazu rolniczego (świadectwa błękitne) lub innych odnawialnych źródeł energii (tzw. świadectwa zielone).

Do pobrania: Informacja_Prezesa_URE_nr_45_2021

Do pobrania: Wzor_wniosku_o_umorzenie_swiadectw_zielonych_2021

Do pobrania: Wzor_wniosku_o_umorzenie_swiadectw_blekitnych_2021

Kto ma obowiązek umorzyć świadectwa pochodzenia lub uiścić  opłatę zastępczą?

Jesteś przedsiębiorcą wytwarzającym lub handlującym energią elektryczną? A może jesteś odbiorcą przemysłowym i zużywasz co najmniej 100 GWh energii na rok? Możesz mieć obowiązek przedstawienia do umorzenia świadectwa pochodzenia lub uiszczenia opłaty zastępczej. Termin umorzenia świadectw za 2021 rok upływa 30 czerwca 2022 r.

Podmiotem zobowiązanym[1] jesteś, gdy działasz jako:

  • odbiorca przemysłowy wpisany na wykaz odbiorców przemysłowych publikowany przez Prezesa URE i w roku kalendarzowym poprzedzającym rok realizacji tego obowiązku zużyłeś nie mniej niż 100 GWh energii elektrycznej;
  • przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej lub obrotu tą energią i sprzedające tę energię odbiorcom końcowym, którzy nie są odbiorcami przemysłowymi, którzy w roku kalendarzowym poprzedzającym rok realizacji tego obowiązku zużyli nie mniej niż 100 GWh energii elektrycznej;
  • odbiorca końcowy inny niż odbiorca przemysłowy i jednocześnie jesteś członkiem giełdy w rozumieniu ustawy o giełdach towarowych lub członkiem rynku organizowanego przez podmiot prowadzący w Polsce rynek regulowany. Na TGE lub rynku regulowanym zawierasz transakcje we własnym imieniu;
  • odbiorca końcowy inny niż odbiorca przemysłowy, który w roku kalendarzowym poprzedzającym rok realizacji tego obowiązku zużył nie mniej niż 100 GWh energii elektrycznej – i jednocześnie jesteś członkiem giełdowej izby rozrachunkowej w rozumieniu przepisów ustawy o giełdach towarowych. Transakcje zawierasz poza giełdą towarową lub rynkiem regulowanym. Transakcje są przedmiotem rozliczeń prowadzonych w ramach tej izby przez spółkę prowadzącą giełdową izbę rozrachunkową;
  • towarowy dom maklerski lub dom maklerski.

Podmioty zobowiązane[2] muszą uzyskać i przedstawić do umorzenia Prezesowi URE świadectwo pochodzenia lub świadectwo pochodzenia biogazu rolniczego, wydane odpowiednio dla energii elektrycznej lub biogazu rolniczego, wytworzonych w instalacjach odnawialnego źródła energii znajdujących się na terytorium RP lub zlokalizowanych w wyłącznej strefie ekonomicznej. Takie podmioty ewentualnie mogą uiścić opłatę zastępczą do 30 czerwca każdego roku[3], za poprzedni rok kalendarzowy. Opłatę zastępczą za rok 2021 należy uiścić do 30 czerwca 2022 r.[4]

W jakim celu umarzasz świadectwo pochodzenia?

System umarzania świadectw pochodzenia energii elektrycznej wspierać ma producentów energii ze źródeł odnawialnych. Podmioty, które mają obowiązek umorzenia świadectw pochodzenia, niejednokrotnie same nie wytwarzają energii z OZE. Zatem nie mogą one samodzielnie uzyskać świadectw pochodzenia lub świadectw pochodzenia biogazu rolniczego, które następnie mogłyby umorzyć. Dlatego kupują one prawa majątkowe wynikające ze świadectw pochodzenia zarejestrowanych na Towarowej Giełdzie Energii. Następnie przedstawiają do umorzenia nabyte świadectwa pochodzenia. Natomiast producenci energii z OZE osiągają dodatkowy dochód w wyniku sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia.

Wielkość udziałów ilościowych sumy energii elektrycznej wynikającej z umorzonych świadectw pochodzenia lub świadectw pochodzenia wydanych dla energii elektrycznej z biogazu rolniczego, na potrzeby realizacji obowiązku wynika z Rozporządzenia Ministra Klimatu i w 2021 roku wynosi 0,5 proc. dla energii z biogazu rolniczego i 19,5 proc. dla energii z pozostałych rodzajów instalacji OZE.

Opłata zastępcza

Jeśli jesteś podmiotem zobowiązanym do realizacji obowiązku umarzania świadectw pochodzenia to – mimo zaistnienia podstaw do realizacji obowiązku ich umorzenia – możesz wnieść opłatę zastępczą. Warunkiem jest abyś wykazał, że składałeś w transakcjach sesyjnych zlecenia kupna praw majątkowych wynikających ze:

  • świadectw pochodzenia wydanych dla energii elektrycznej z biogazu rolniczego wytworzonej od 1 lipca 2016 r. oraz świadectw pochodzenia biogazu rolniczego – ale z uwagi na brak ofert sprzedaży tych praw nie nabyłeś żadnych praw na 6 sesjach od początku roku kalendarzowego, którego dotyczy obowiązek, do 31 maja roku następnego;
  • świadectw pochodzenia innych niż wymienione w powyższym punkcie – ale z uwagi na brak ofert sprzedaży tych praw nie nabyłeś żadnych praw na 6 sesjach od początku roku kalendarzowego, którego dotyczy obowiązek, do 31 maja roku następnego;

– a na tych sesjach nie zawarto żadnych transakcji giełdowych sesyjnych, w których towarem giełdowym były prawa majątkowe wynikające z tych świadectw.

Złóż wniosek o umorzenie świadectwa pochodzenia

  • wniosek wraz z kompletem dokumentów złóż do Urzędu Regulacji Energetyki;
  • dokument stwierdzający prawa majątkowe wynikające ze świadectwa pochodzenia uzyskasz na Towarowej Giełdzie Energii. Giełda ta prowadzi rejestr świadectw pochodzenia oraz rejestr świadectw pochodzenia biogazu rolniczego;
  • dołącz dowód zapłaty opłaty skarbowej za wydanie decyzji o umorzeniu świadectwa pochodzenia.

Wysokość opłaty skarbowej wynosi 10 zł. Opłata powinna być uiszczonej na rachunek bankowy Urzędu Miasta Stołecznego Warszawy Centrum Obsługi Podatnika, ul. Obozowa 57, 01-161 Warszawa (nr rachunku:  21 1030 1508 0000 0005 5000 0070). Jeśli reprezentuje cię pełnomocnik, to dołącz pełnomocnictwo wraz z dowodem opłaty skarbowej za jego udzielenie – zapłacisz 17 zł.

Kary za brak przedstawienia do umorzenia świadectwa pochodzenia

Jeżeli jesteś podmiotem zobowiązanym do umorzenia świadectwa pochodzenia i nie zrobisz tego do 30 czerwca roku następującego po roku, którego dotyczył obowiązek to zapłacisz karę. Wysokość kary finansowej nie może być wyższa niż 15 proc. przychodu ukaranego podmiotu, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym[5].

***

  • Informacja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr 45/2021 dotycząca realizacji obowiązku w zakresie uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia lub świadectw pochodzenia biogazu rolniczego albo uiszczenia opłaty zastępczej za rok 2021
  • Wszystkie potrzebne informacje dotyczące procedury i wymaganych dokumentów dla podmiotów zobowiązanych do umarzania świadectw pochodzenia energii elektrycznej dostępne są na stronie serwisu dla przedsiębiorców biznes.gov.pl. (nowe wzory wniosków pojawią się tam wkrótce).

źródło: www.ure.gov.pl

[1] Zgodnie z art. 52 ust. 2 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2021 r. poz. 610, z późn. zm.).

[2] Zgodnie z art. 52 ust. 1 ww. ustawy.

[3] Uiszczenie opłaty zastępczej musi nastąpić w terminie określonym w art. 68 ust. 2 ustawy OZE. Opłata musi być obliczona w sposób określony w art. 56 ustawy OZE, z zastrzeżeniem uwarunkowań wynikających z treści art. 47 ustawy OZE.

[5] Jeśli kara pieniężna jest związana z działalnością gospodarczą wykonywaną na podstawie koncesji albo wpisu do rejestru działalności regulowanej – wysokość kary nie może być wyższa niż 15% przychodu ukaranego przedsiębiorcy, wynikającego z prowadzonej działalności koncesjonowanej albo regulowanej, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym.

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Stanowisko UOKIK w sprawie możliwości skorzystania przez zmodernizowane jednostki kogeneracji z systemu premii gwarantowanej

W związku z wątpliwościami dotyczącymi stosowania przepisów ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji w kontekście decyzji Komisji Europejskiej z dnia 15 kwietnia 2019 zatwierdzającej mechanizm wsparcia przewidziany w tej ustawie oraz w kontekście praktyki udzielania pomocy publicznej dla aktywów modernizowanych, Urząd Regulacji Energetyki wystąpił o opinię Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, czyli organu właściwego w kwestiach pomocy publicznej. Załączamy pismo, w którym regulator zwrócił się do urzędu antymonopolowego o opinię oraz pełną treść stanowiska UOKiK.

W ramach przygotowanego w URE zapytania zdefiniowane zostały dwie grupy przypadków.

Modernizacja jednostki a wsparcie dla kogeneracji

Regulator zapytał urząd antymonopolowy czy do wsparcia w systemie premii gwarantowanej (przyznawanej poza systemem aukcyjnym) można zakwalifikować wytwórców, którzy zwiększyli moce zainstalowane w istniejących jednostkach kogeneracji poprzez wymianę turbiny wraz z przekładnią oraz wymianę generatora lub poprzez wymianę zainstalowanych silników (wraz z generatorem).
W ocenie URE w świetle przepisów krajowych taka inwestycja powinna zostać zakwalifikowana jako modernizacja jednostki kogeneracyjnej.

UOKiK zauważył, że w wyniku opisanego działania dochodzi do zmiany parametrów technicznych/użytkowych istniejącej jednostki kogeneracji. Jeżeli działania te spełniają również warunek dotyczący czasu wyprodukowania zainstalowanych urządzeń (urządzenia zostały wyprodukowane w okresie 60 miesięcy przed dniem wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej w zmodernizowanej jednostce) nie ma przeszkód, aby uznać je za modernizację. Jednocześnie, w opinii UOKiK, z uwagi na fakt, że okres wsparcia przysługujący zmodernizowanej jednostce kogeneracji uzależniony jest od poziomu poniesionych kosztów inwestycyjnych odniesionych do kosztów wybudowania nowej porównywalnej jednostki kogeneracji taka modernizacja nie powinna skutkować bardzo istotnym zwiększeniem mocy instalacji kogeneracji i tym samym znacznym zwiększeniem kwoty otrzymanej premii gwarantowanej.

Premia gwarantowana, czy aukcja?

URE wskazał również, że w przypadku rozbudowy istniejącej jednostki kogeneracji o kolejne jednostki wytwórcze, które mogą być kwalifikowane jako odrębne jednostki kogeneracji, rozbudowa taka nie powinna być kwalifikowana jako modernizacja istniejącej jednostki kogeneracji, a w konsekwencji chcąc korzystać z systemu wsparcia nowa jednostka kogeneracji powinna uczestniczyć w aukcji.

W opinii UOKiK aukcyjny system wsparcia bezsprzecznie powoduje mniejsze zakłócenia konkurencji, niż wsparcie w postaci premii gwarantowanej. Motywem wprowadzenia systemu wsparcia w postaci premii gwarantowanej były argumenty świadczące za tym, że zestawienie obu rodzajów instalacji w jednej aukcji spowoduje osiągnięcie nieoptymalnych wyników, ponieważ oba rodzaje jednostek znajdują się w innej sytuacji faktycznej. Zatem UOKiK twierdzi, że interpretacja przepisów w analizowanym zagadnieniu powinna mieć charakter zawężający. Zdaniem Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów nie powinno zostać uznane za modernizację działanie polegające na dobudowie nowych urządzeń, których celem byłoby jedynie zwiększenie mocy istniejącej jednostki kogeneracji. Jednocześnie nie powinno być również możliwe uznanie wielu jednostek o mocy 0,99 MW umieszczonych w jednej lokalizacji za samodzielne małe instalacje kogeneracji[1]. Oba wskazane działania mogą bowiem prowadzić do obejścia obowiązującego prawa w celu uzyskania wsparcia w formie premii gwarantowanej.

***

Wspieranie wysokosprawnej kogeneracji ma ograniczyć niekorzystne zjawiska środowiskowe, przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw ciepła i energii elektrycznej, ma także poprawić efektywność wykorzystania nośników energii. W tym celu ustawa CHP  wprowadziła cztery mechanizmy polegające na wsparciu w postaci premii dopłacanych wytwórcom do ceny energii elektrycznej w ramach następujących systemów:

  • aukcyjny system wsparcia,
  • system wsparcia w formie premii gwarantowanej,
  • system wsparcia w formie premii gwarantowanej indywidualnej (wysokość premii ustalana jest indywidualnie w drodze decyzji Prezesa URE),
  • system wsparcia w formie naboru (wysokość premii ustalana jest indywidualnie przez Prezesa URE).

źródło:www.ure.gov.pl

[1]O których mowa w art. 2 pkt 11 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. z 2020 r. poz. 144, z późn. zm.).

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Prezes URE ogłosił wyniki aukcji na premię kogeneracyjną

Wsparcie produkcji ciepła i energii elektrycznej: Prezes URE ogłosił wyniki aukcji na premię kogeneracyjną (Combined Heat and Power, CHP)

Aukcja, która odbyła się między 22 a 24 czerwca br., przeznaczona była dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji o mocy od 1 do 50 MW. W wyniku rozstrzygnięcia aukcji siedem jednostek kogeneracyjnych będzie mogło uzyskać wsparcie w łącznej wysokości ponad 451 mln zł (z możliwych do rozdysponowania 2 miliardów złotych). Oznacza to, że wytwórcy zagospodarowali niewiele ponad 22 proc. budżetu aukcji.

Przedmiotem czerwcowej aukcji było w sumie 18 TWh energii elektrycznej, czyli całość energii przewidziana w rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska do sprzedaży w 2021 r. Z tego sprzedano 4,8 TWh (tj. 26,7 proc.).

W aukcji złożono osiem ofert, z czego siedem było zwycięskich. Zadziałała tu reguła „wymuszenia konkurencji”, zgodnie z którą aukcję wygrywają uczestnicy, których oferty łącznie nie przekroczyły 100 proc. wartości lub ilości energii elektrycznej określonej w ogłoszeniu o aukcji i 80 proc. ilości energii elektrycznej objętej wszystkimi ofertami.

Zwycięskie oferty złożyli:

  1. Celsium serwis  Sp. z o.o. z siedzibą w Skarżysku-Kamiennej
  2. ECO Kogeneracja Sp. z o.o. z siedzibą w Opolu
  3. ECO Kogeneracja Sp. z o.o. z siedzibą w Opolu
  4. Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Sp. z o.o. z siedzibą w Dębicy
  5. Miejskie Przedsiębiorstwo Infrastruktury „KOS-EKO” Sp. z o.o. z siedzibą w Kościerzynie
  6. Ostrowski Zakład Ciepłowniczy S.A. z siedzibą w Ostrowie Wielkopolskim
  7. Veolia Południe Sp. z o.o. z siedzibą w Tarnowskich Górach

Wysokość premii kogeneracyjnej, jaką wygrani wytwórcy wskazywali w ofertach wahała się od 37 do 147 zł/MWh. Natomiast wysokość premii, jaka będzie wypłacana[1] zwycięzcom aukcji wyniesie od 18,76 do 147 zł/MWh. Premia będzie wypłacana wytwórcom w latach 2022-2039.

***

  • Kogeneracja (produkcja w skojarzeniu) polega na wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła w najbardziej efektywny sposób, czyli w jednym procesie technologicznym. Istotną zaletą takiego procesu jest znacznie większy stopień wykorzystania energii pierwotnej zawartej w paliwie do produkcji energii elektrycznej i ciepła. Efektywność energetyczna systemu skojarzonego może być nawet o 30 proc. wyższa niż w procesie oddzielnego wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni kondensacyjnej i ciepła w kotłowni.
  • Ustawa o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji w 2019 roku wprowadziła nowy system wsparcia dla źródeł wytwarzających jednocześnie energię elektryczną i ciepło, które przyznawane jest w czterech formach: a) premii gwarantowanej indywidualnej; b) premii gwarantowanej; c) aukcji; d) naboru.
  • Nowy system zastąpił dotychczasowy mechanizm bazujący na formule świadectw pochodzenia z kogeneracji.

[1]Wysokość premii oraz wartość premii może ulec zmianie w związku ze zmianą, po rozstrzygnięciu aukcji,  przyznanej Wytwórcom pomocy inwestycyjnej

źródło: www.ure.gov.pl

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Aukcje OZE: Prezes URE podsumowuje wyniki aukcji na sprzedaż energii elektrycznej z OZE

Aukcje OZE: Prezes URE podsumowuje wyniki aukcji na sprzedaż energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii

Jedynie trzy z ośmiu przeprowadzonych w maju i czerwcu br. aukcji zostały rozstrzygnięte. Łącznie zakontraktowano blisko 37 TWh energii elektrycznej o wartości ponad 8,5 mld zł.

Do pobrania wyniki aukcji ⤵⤵⤵

Informacja Prezesa URE nr 31/2021 w sprawie Aukcji Zwykłej Nr AZ/1/2021: wynik_aukcji_AZ_1_2021

Informacja Prezesa URE nr 32/2021 w sprawie Aukcji Zwykłej Nr AZ/2/2021: wynik_aukcji_AZ_2_2021

Informacja Prezesa URE nr 33/2021 w sprawie ogłoszenia wyników Aukcji Zwykłej Nr AZ/3/2021: wynik_aukcji_AZ_3_2021

Informacja Prezesa URE nr 34/2021 w sprawie Aukcji Zwykłej Nr AZ/4/2021: wynik_aukcji_AZ_4_2021

Informacja Prezesa URE nr 35/2021 w sprawie Aukcji Zwykłej Nr AZ/5/2021: wynik_aukcji_AZ_5_2021

Informacja Prezesa URE nr 36/2021 w sprawie Aukcji Zwykłej Nr AZ/6/2021: wynik_aukcji_AZ_6_2021

Informacja Prezesa URE nr 37/2021 w sprawie ogłoszenia wyników Aukcji Zwykłej Nr AZ/7/2021: wynik_aukcji_AZ_7_2021

Informacja Prezesa URE nr 38/2021 w sprawie ogłoszenia wyników Aukcji Zwykłej Nr AZ/8/2021: wynik_aukcji_AZ_8_2021

W tym roku do sprzedaży w ramach wszystkich aukcji przeznaczono nieco ponad 68 TWh energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych o łącznej wartości blisko 24 mld zł. W wyniku rozstrzygnięcia aukcji sprzedano łącznie ponad 36,7 TWh (54 proc.) wolumenu energii o łącznej wartości ponad 8,5 mld zł (36 proc.).

I dodaje: – Widoczny już w ubiegłorocznych aukcjach trend dynamicznego rozwoju dużych projektów fotowoltaicznych jest kontynuowany. Fotowoltaika wypiera projekty lądowych farm wiatrowych. Sytuacja ta jest w sposób oczywisty powodowana barierami prawnymi rozwoju energetyki wiatrowej na lądzie. Natomiast technologie inne niż energetyka słoneczna i wiatrowa właściwie nie są rozwijane pomimo, że wyznaczone dla nich ceny referencyjne, czyli maksymalne, są znacznie korzystniejsze niż dla pozostałych technologii. To tendencja zauważalna nie tylko w Polsce.

– Odnawialne źródła energii stały się na tyle rynkową technologią wytwarzania, że wygrana w aukcji zmieniła swój charakter. Ceny aukcyjne nie są już tak atrakcyjne dla przedsiębiorców w porównaniu z aktualnymi cenami rynkowymi energii. Obecnie aukcyjny mechanizm wsparcia to bardziej forma długoterminowego zabezpieczenia kontraktu, czyli istotny czynnik pozyskania kapitału dłużnego dla projektów instalacji OZE. Wytwórcy dostrzegają tę zmianę i modyfikują swoje strategie biznesowe w  zgłaszanych ofertach – ocenia wyniki tegorocznych aukcji Rafał Gawin, Prezes URE.

Rys. 1. Wolumen energii przeznaczony do sprzedaży i sprzedany w wyniku rozstrzygnięcia ośmiu aukcji OZE przeprowadzonych przez Prezesa URE w maju i czerwcu 2021 r.

Rys. 2. Wartość energii przeznaczonej do sprzedaży i sprzedanej w wyniku rozstrzygnięcia ośmiu aukcji OZE przeprowadzonych przez Prezesa URE w maju i czerwcu 2021 r.

Boom na fotowoltaikę widoczny także w systemie aukcyjnym

Tradycyjnie największym zainteresowaniem cieszyła się aukcja przeznaczona dla nowych, małych (o mocy nie większej niż 1 MW) instalacji fotowoltaicznych i lądowych wiatrowych (oznaczona jako AZ/8/2021). Do aukcji przystąpiło 432 wytwórców, składając łącznie 1264 oferty. Wszystkie oferty zostały złożone przez przedsiębiorców inwestujących w instalacje fotowoltaiczne. W ramach tego koszyka na zakup 14,7 TWh energii przeznaczono blisko 5,3 mld zł. W wyniku rozstrzygnięcia aukcji sprzedano prawie 11,9 TWh energii (81,3 proc. ilości energii przeznaczonej do sprzedaży) w ramach 1016 ofert zgłoszonych przez 335 wytwórców, o łącznej wartości ponad 2,7 mld zł (52 proc. wartości energii przeznaczonej do sprzedaży). W wyniku rozstrzygnięcia tej aukcji mogą powstać instalacje fotowoltaiczne o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej prawie 1 GW.

W związku z bardzo dużą liczbą złożonych ofert, zwycięzcy aukcji – wzorem lat ubiegłych – zostali wyłonieni nie tylko w oparciu o oferowaną cenę sprzedaży energii, ale również kolejność ich złożenia. Zgodnie bowiem z ustawą o OZE[1], w przypadku gdy kilku uczestników aukcji zaoferuje taką samą najniższą cenę sprzedaży energii, o wygranej decyduje kolejność złożonych ofert.

Łączna ilość energii zaoferowana przez wytwórców (blisko 14,9 TWh) stanowiła ponad 102 proc. ilości energii określonej w ogłoszeniu o aukcji. Natomiast łączna wartość energii zaoferowana przez wytwórców (3,59 mld zł) stanowiła blisko 68 proc. wartości energii z ogłoszenia.

Cena referencyjna w tym koszyku wynosiła 340 zł/MWh. Minimalna cena, po jakiej została sprzedana energia wyniosła 207 zł/MWh.

 – Po raz pierwszy w koszyku dedykowanym obiektom o mocy powyżej 1 MW, odnotowano przewagę mocy instalacji fotowoltaicznych w stosunku do projektów lądowych farm wiatrowych objętych złożonymi ofertami, mamy do czynienia z istotną dysproporcją mocy pomiędzy tymi technologiami – powiedział Rafał Gawin, Prezes URE.

Natomiast do aukcji dla większych jednostek (o mocy przekraczającej 1 MW) w tych samych technologiach (oznaczonej jako AZ/7/2021) przystąpiło 88 wytwórców, składając łącznie 111 ofert. W ramach tego koszyka na zakup 38,7 TWh energii przeznaczono ponad 10,7 mld zł. W wyniku rozstrzygnięcia aukcji sprzedano blisko 24,7 TWh energii elektrycznej (64 proc. ilości energii przeznaczonej do sprzedaży) zaoferowanej przez 72 wytwórców, o łącznej wartości niespełna 5,7 mld zł (53 proc. wartości energii przeznaczonej do sprzedaży). W wyniku rozstrzygnięcia tej aukcji mogą powstać instalacje fotowoltaiczne o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej ponad 1,2 GW, a także lądowe farmy wiatrowe o mocy ponad 0,3 GW.

Łączna ilość energii zaoferowana przez wytwórców (ponad 32,5 TWh) stanowiła onad 84 proc. ilości energii określonej w ogłoszeniu o aukcji. Natomiast łączna wartość energii zaoferowana przez wytwórców (ponad 7,7 mld zł) stanowiła niespełna 72 proc. wartości energii określonej w ogłoszeniu.

Cena referencyjna w tym koszyku wynosiła 320 zł/MWh dla elektrowni słonecznych i 250 zł/MWh dla elektrowni wiatrowych. Minimalna cena, po jakiej została sprzedana energia wyniosła odpowiednio 179 zł/MWh w przypadku lądowych farm wiatrowych oraz 209 zł/MWh w przypadku elektrowni fotowoltaicznych.

Aukcje OZE w liczbach

Podsumowanie wszystkich aukcji OZE przeprowadzonych przez Prezesa URE w maju i czerwcu br. przedstawia się następująco:

  • Maksymalna wartość energii elektrycznej, która mogła zostać sprzedana w drodze aukcji wynosiła blisko 24 mld zł, natomiast maksymalna ilość energii elektrycznej ponad 68 TWh.
  • Jedynie trzy z ośmiu przeprowadzonych aukcji zostały rozstrzygnięte. Aukcja AZ/1/2021 przeznaczona dla instalacji istniejących podobnie jak cztery aukcje dedykowane instalacjom nowym nie zostały rozstrzygnięte, z powodu braku wymaganej liczby ofert. Zgodnie bowiem z zapisami ustawy o odnawialnych źródłach energii[2], aukcję rozstrzyga się, jeżeli złożono nie mniej niż trzy ważne oferty spełniające wymagania określone w ustawie.
  • W wyniku rozstrzygnięcia aukcji sprzedano łącznie ponad 36,7 TWh (54 proc.) ilości energii elektrycznej o wartości ponad 8,5 mld zł (36 proc.).
  • Całość wsparcia trafi do instalacji nowych, czyli takich, w których wytworzenie energii elektrycznej po raz pierwszy nastąpi po dniu zamknięcia sesji aukcji, z czego zaledwie 0,127 TWh energii elektrycznej zakontraktowano dla technologii innej niż elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne (hydroelektrownie objęte wsparciem w wyniku rozstrzygniętej aukcji AZ/3/2021).
  • Instalacje istniejące z przeznaczonej dla nich puli energii elektrycznej 0,5 TWh o wartości 335 mln zł (aukcja AZ/1/2021) nie zdołały zagospodarować wsparcia w systemie aukcyjnym.
  • W wyniku rozstrzygnięcia tegorocznych aukcji łącznie może powstać ponad 2,5 GW nowych mocy wytwórczych w OZE.
  • W kolejnych aukcjach dedykowanych dla instalacji pow. 1 MW ciężko będzie znaleźć istotny potencjał projektów wiatrowych. Wynika to z polityki przestrzennej, której kształt nadała tzw. ustawa odległościowa.
  • Zauważalna jest postępująca ekspansja ze strony dużych projektów PV.
  • Ceny energii dla instalacji PV powyżej 1 MW oraz tych nie większych niż 1 MW zbliżają się do siebie. Wynika to z faktu, iż wytwórcy energii dyskontują w cenie ofertowej ryzyka związanego z realizacją większych projektów, które nie są obecne w przypadku instalacji nie większych niż 1 MW.
  • Parametry aukcji na 2021 roku określone zostały w rozporządzeniu Rady Ministrów[3] w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, która może zostać sprzedana w drodze aukcji w 2021 r. Uzupełnieniem tych regulacji jest rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2021 r.[4]
  • Aukcje prowadzone zostały zgodnie z ustalonym[5] przez Prezesa URE i zatwierdzonym przez Ministra Klimatu Regulaminem aukcji na sprzedaż energii elektrycznej wytwarzanej w instalacjach OZE. Określa on szczegółowe zasady organizacji aukcji, jak np. tryb składania ofert, przebieg i sposób rozstrzygnięcia aukcji, warunki przetwarzania danych dotyczących uczestników aukcji, wymagania techniczne dotyczące dostępu do Internetowej Platformy Aukcyjnej (IPA), sposób zapewnienia bezpieczeństwa i prawidłowości przebiegu aukcji, ale także ewentualne warunki zawieszenia dostępu do Platformy.
  • Zgodnie z obecnym brzmieniem ustawy o odnawialnych źródłach energii[6] Prezes URE był zobowiązany do rozstrzygnięcia aukcji do 30 czerwca br.
  • Przypominamy, iż w ubiegłym – 2020 roku odbyło się osiem aukcji OZE, w ramach których zakontraktowano blisko 54,5 TWh mocy za ponad 12,9 mld zł.

[1] Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2021 r. poz. 610).

[2] Art. 78 ust. 5 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2020 r. poz. 261, z późn. zm.).

[3] Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 16 grudnia 2020 r. w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, która może zostać sprzedana w drodze aukcji w 2021 r. (Dz.U. 2020 poz. 2363).

[4] Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2021 r. oraz okresów obowiązujących wytwórców, którzy wygrali aukcje w 2021 r. (Dz.U. z 2021 r. poz. 722).

[5] Na podstawie art. 78 ust. 8 i 10 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2021 r. poz. 610).

[6]  Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2021 r. poz. 610).

 

źródło: www.ure.gov.pl

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Sejm uchwalił nowelizację ustawy o rynku mocy

Sejm uchwalił w czwartek 24.06 b.r. nowelizację ustawy o rynku mocy, m.in. dającą przedsiębiorstwom energochłonnym możliwość obniżenia opłaty mocowej.

Za ustawą głosowało 397 posłów, nikt nie był przeciw, wstrzymało się 34 posłów.

Nowelizacja dostosowuje polskie regulacje do Rozporządzenia PE i Rady UE 2019/943. Zakłada, że po 1 lipca 2025 r. jednostki wytwórcze o emisji powyżej 550 kg CO2 na MWh nie będą mogły korzystać ze wsparcia w postaci rynku mocy. Jednak – jak przewiduje Rozporządzenie – kontrakty mocowe zawarte przed końcem 2019 r. będą dalej obowiązywać.

Nowelizacja zakłada wprowadzenie specjalnych rozwiązań dla odbiorców energochłonnych. Będą oni mogli płacić niższą opłatę mocową, jeżeli ich profil zużycia jest odpowiednio płaski, czyli różnice między poborem w godzinach szczytu i poza nimi są odpowiednio małe.

Pojawi się możliwość zmiany technologii wytwarzania energii elektrycznej w odniesieniu do jednostki posiadającej zawartą umowę mocową i niespełniającej limitu emisji 550 kg CO2 na MWh, na jednostkę w technologii spełniającej ten limit. Ma to być wsparciem dla budowy nowych, niskoemisyjnych źródeł.
źródło: cire.pl

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

Rynek energii: Polska w pełni zintegrowana w ramach europejskiego mechanizmu łączenia rynków dnia następnego

Ruszył Interim Coupling Project. Od dzisiaj połączenia na wszystkich granicach Polski działają w mechanizmie SDAC.

Dzięki temu projektowi kraje 4M Market Coupling (4M MC, tj Czechy, Rumunia, Słowacja i Węgry) zostały połączone z obszarem Multi-Regional Coupling (MRC[1], tj. m.in. Austria, Niemcy, Polska) poprzez wprowadzenie przydziału przepustowości w oparciu o wyznaczanie zdolności przesyłowych netto (net transfer capacity, NTC) na sześciu kolejnych granicach: Polska-Niemcy, Polska-Czechy, Polska-Słowacja, Czechy-Niemcy, Czechy-Austria oraz Węgry-Austria. Oznacza to wprowadzenie jednej wspólnej aukcji na giełdach energii elektrycznej dla uczestników rynku we wszystkich krajach objętych obszarami MRC i 4M MC w ramach mechanizmu łączenia rynków dnia następnego Single Day-Ahead Coupling, tzw. SDAC).

Rys. Połączenia regionu CORE – stan uwzględniający projekt Interim Coupling. Kolorem szarym oznaczono dotychczasowe połączenia; czerwonym – połączenia, na których będzie stosowany mechanizm SDAC w ramach Interim Coupling Project.

Cicha rewolucja na rynku energii

Od dziś w Polsce, jak również w Austrii, Niemczech, Czechach, Rumunii, na Słowacji i na Węgrzech na istniejących między tymi państwami połączeniach transgranicznych będą stosowane aukcje typu implicit, które polegają na przydzieleniu jednocześnie zdolności przesyłowych oraz energii. Pierwsza fizyczna dostawa tak zakupionej energii nastąpi już jutro – 18 czerwca 2021 r.

Mechanizm SDAC jest stosowany od 2010 r. na połączeniu ze Szwecją (SwePol Link), a od 2015 r. na połączeniu z Litwą (LitPol Link). Dzięki Interim Coupling Project od dziś Polska jest w pełni zintegrowana w ramach europejskiego mechanizmu łączenia rynków dnia następnego.

Z biegiem lat liczba krajów przystępująca do projektu SDAC rośnie, co sprawia, że proces ten staje się coraz bardziej złożony, ale jednocześnie stwarza warunki umożliwiające swobodną wymianę transgraniczną energii elektrycznej. Funkcjonowanie wspólnego europejskiego rynku energii elektrycznej wymaga wyznaczania zdolności przesyłowych na granicach państw w najbardziej efektywny sposób. W tym celu stosuje się mechanizm łączenia rynków (market coupling), oparty na algorytmie obliczeniowym, który dopasowuje do siebie oferty kupna i sprzedaży energii składane na giełdach w różnych krajach.

Łączenie rynków w oparciu o metodę NTC jest mechanizmem przejściowym. Do takiego rozwiązania wzywali regulatorzy z Niemiec, Austrii, Polski i krajów 4M MC, a celem  była stopniowa integracja całego regionu Core (region łączący granice między Austrią, Belgią, Chorwacją, Czechami, Francją, Niemcami, Węgrami, Luksemburgiem, Holandią, Polską, Rumunią, Słowacją i Słowenią)[2] w ramach mechanizmu SDAC.

Metoda NTC oparta jest na bilateralnym uzgadnianiu zdolności przesyłowych na granicach przez sąsiadujących operatorów sieci przesyłowych. Na podstawie uzgodnionych wielkości dostępnych mocy przesyłowych przeprowadzane są aukcje na giełdach energii elektrycznej. Metoda umożliwia obliczenie dostępnych zdolności w oparciu o maksymalną ilość energii elektrycznej, która może być przesyłana między dwoma obszarami rynkowymi bez narażania bezpieczeństwa obu systemów i z uwzględnieniem technicznych uwarunkowań dotyczących przyszłego funkcjonowania sieci.

Mechanizm łączący różne rynki krajowe powinien docelowo uwzględniać ograniczenia techniczne sieci w procesie wyznaczania i alokacji zdolności przesyłowych dla wymiany handlowej oraz brać pod uwagę współzależności między transakcjami wymiany handlowej na poszczególnych granicach obszarów rynkowych, a przepływami mocy w połączonym systemie elektroenergetycznym. Dlatego też jako docelowy dla całego rynku przewidziano mechanizm oparty na metodzie Flow-Based Allocation (FBA)[3], który zwiększy nie tylko bezpieczeństwo pracy sieci przy realizacji wymiany transgranicznej, ale przede wszystkim pozwoli na kontrolowanie i koordynację tzw. przepływów tranzytowych i umożliwi określanie zdolności przesyłowych w skali całych regionów, a nie tylko określonych stref.

Wdrożenie Projektu Interim Coupling jest istotnym krokiem na drodze do utworzenia jednolitego europejskiego rynku dnia następnego (SDAC).

Historia prac nad projektem

W projekcie uczestniczyły Polskie Sieci Elektroenergetyczne oraz NEMO[4] działający w polskiej strefie cenowej, tj. EPEX SPOT, Nord Pool EMCO oraz Towarowa Giełda Energii, a prace nad nim trwały ponad dwa i pół roku.

  • W listopadzie 2018 r. operatorzy systemów przesyłowych oraz NEMO przedstawili wstępną wersję mapy drogowej realizacji projektu DE-AT-PL-4M MC, połączoną z mapą drogową projektu Core FB MC.
  • W grudniu 2018 r. projekt DE-AT-PL-4M MC, po zatwierdzeniu przez wszystkie zaangażowane strony oraz krajowych regulatorów został pomyślnie uruchomiony.
  • W czerwcu 2019 r. uczestnicy projektu ukończyli przygotowanie High-Level Market Design, czyli dokumentu opisującego cały standardowy proces biznesowy dla łączenia rynków dnia następnego. Uzgodniono w nim m.in. takie kwestie jak: system spedycji, podziału dochodu z ograniczeń, agregacji, infrastruktury IT, topologii profili technicznych.
  • Aby uruchomić projekt konieczne było wprowadzenie jednolitej godziny zamknięcia bramki rynku dnia następnego (ustalono, że będzie to godz. 12:00), uzyskanie zgód regulacyjnych oraz zapewnienie terminowej komunikacji z uczestnikami rynku. Konieczna była również modyfikacja istniejących procedur oraz przeprowadzenie szeregu testów.
  • W grudniu 2019 r. strony projektu ogłosiły zakończenie prac projektowych i uruchomienie wdrożenia lokalnego rozwiązania informatycznego. Po jego zakończeniu, pod koniec lutego 2021 r., pomyślnie zakończono pierwszą fazę wspólnych testów regionalnych.
  • Kolejna faza testów, skoncentrowana na testowaniu regionalnych procedur operacyjnych, zakończyła się w połowie maja 2021 r., po czym nastąpiły kompleksowe testy proceduralne na poziomie paneuropejskim ze wszystkimi stronami projektu SDAC.

***

  • Aukcje typu „explicit” zapewniają udostępnianie zdolności przesyłowych na rzecz uczestników rynku na zasadach konkurencyjnych. Aby zrealizować umowy wymiany międzysystemowej uczestnicy samodzielnie rezerwują zdolności przesyłowe wymiany międzysystemowej biorąc udział w skoordynowanych przetargach organizowanych przez Biuro Przetargowe Joint Allocation Office.
  • Aukcje typu „implicit” polegają na przydzieleniu jednocześnie zdolności przesyłowych oraz energii – w praktyce oznacza to, że uczestnicy składają swoje oferty NEMO, a NEMO dokonują doboru ofert z całego połączonego obszaru uwzględniając dostępne międzyobszarowe zdolności przesyłowe. Dla rynku dnia następnego realizowana jest jedna sesja, w której kojarzone są wszystkie oferty złożone w całym obszarze; dla każdej godziny dostawy w poszczególnych obszarach rynkowych wyznaczana jest jednolita cena rynkowa.
  • Metoda Flow-Based Allocation (FBA), to wyznaczanie zdolności przesyłowych oparte na fizycznych przepływach w całym regionie. Umożliwia uwzględnianie ograniczeń technicznych sieci w procesie wyznaczania i alokacji zdolności przesyłowych dla wymiany handlowej. W tej metodzie brane są pod uwagę także współzależności między transakcjami wymiany handlowej na poszczególnych granicach obszarów rynkowych a przepływami mocy w połączonym systemie elektroenergetycznym.

[1] Inicjatywa obejmująca 19 państw członkowskich oraz ok. 85 proc. energii elektrycznej zużywanej w UE.

[2] Do regionu Core przynależą m.in. polskie granice synchroniczne (z Czechami, Słowacją i Niemcami).

[3] Rozporządzenie Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiające wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (dalej CACM). Celem rozporządzenia CACM jest wprowadzenie przepisów dotyczących docelowego jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego, a w konsekwencji zapewnienia przejrzystych ram prawnych dla efektywnego i nowoczesnego systemu alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi. Działania te mają doprowadzić do ułatwienia obrotu energią elektryczną w całej Unii, umożliwić wydajniejsze użytkowanie sieci oraz zwiększyć konkurencję z korzyścią dla konsumentów.

[4] NEMO – Nominowany Operator Rynku Energii Elektrycznej (ang. Nominated Electricity Market Operator). NEMO to podmiot, który zapewnia kojarzenie ofert sprzedaży/zakupu energii elektrycznej, zawieranych na rynkach dnia następnego i bieżącego w obrocie międzynarodowym. Są to funkcje określane jako Market Coupling Operator – MCO, w transgranicznym obrocie energią elektryczną. Do obowiązków NEMO należą: wspólny, z innymi NEMO, rozwój i utrzymanie algorytmów, systemów i procedur związanych z transgranicznym mechanizmem łączenia rynków, przetwarzanie otrzymanych danych wejściowych dotyczących dostępnych transgranicznych zdolności przesyłowych oraz w efekcie ich efektywna alokacja w miejscach ograniczeń przesyłowych i stanowienie cen energii elektrycznej.

źródło: www.ure.gov.pl 

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Dobiegają końca konsultacje publiczne i uzgodnienia międzyresortowe projektu nowelizacji ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o OZE

Dobiegają końca konsultacje publiczne i uzgodnienia międzyresortowe projektu nowelizacji ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii, który proponuje szereg rozwiązań na rzecz dalszego wzmocnienia pozycji odbiorcy energii elektrycznej. Zawarte w nim regulacje dotyczą m.in. możliwości: zmiany sprzedawcy w ciągu 24h, nabywania energii elektrycznej po cenach dynamicznych, korzystania z usług agregatorów czy dostępu do darmowej porównywarki cen, która będzie prowadzona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

Przepisy, które 2 czerwca zostały skierowane do konsultacji publicznych, są częścią regulacji, mających na celu otworzyć rynek energii na konsumenta, odbiorcę aktywnego i prosumenta.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska chce zmienić filozofię rynku energii w Polsce, czyniąc energetykę zdecentralizowaną, innowacyjną i lokalną. Przekształcaniu obecnego, pasywnego odbiorcy energii w aktywnego odbiorcę przyszłości, służyć mają narzędzia, takie jak porównywarka cen energii. Umożliwi ona dostęp w jednym miejscu do wszystkich obecnych na rynku zestandaryzowanych ofert sprzedaży energii elektrycznej. Poprzez ich ocenę i opcję porównania ułatwi sprawny wybór najkorzystniejszej oferty dla danego odbiorcy.

Zgodnie z prawem UE

Proponowane zmiany do ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii mają za zadanie m.in. wprowadzenie do polskiego prawa przepisów unijnej dyrektywy rynkowej 2019/944. Zgodnie z nimi funkcjonować będzie bezpłatna porównywarka ofert sprzedaży energii elektrycznej, przeznaczona dla odbiorców końcowych w gospodarstwach domowych oraz mikroprzedsiębiorców o przewidywanym rocznym zużyciu poniżej 100 000 kWh. Narzędzie będzie pomocne w podejmowaniu decyzji o zmianie sprzedawcy i wyborze najkorzystniejszej oferty spośród dostępnych na rynku energii elektrycznej.

Korzystne porównywanie

Dzięki temu funkcjonalnemu narzędziu, znacząco wrośnie na rynku energii liczba aktywnych konsumentów, tzn. takich, którzy poprzez zapoznanie się z wachlarzem dostępnych ofert sprzedaży energii, porównywaniem ich i wyborem najkorzystniejszej, będą świadomie wpływać na wysokość swoich rachunków za prąd.

Działanie porównywarki zachęci także odbiorców do korzystania z prawa do zmiany sprzedawcy energii w ciągu 24 godzin. Ponadto, porównywarka ofert będzie pozytywnie wpływać na zwiększenie konkurencji na rynku i zmobilizuje sprzedawców do przygotowywania bardziej złożonych produktów, odpowiadających potrzebom różnych grup odbiorców oraz wprowadzania korzystniejszych ofert.

Obowiązki sprzedawców energii elektrycznej

Aby umożliwić jak największemu kręgowi odbiorców skorzystanie z projektowanego narzędzia, sprzedawcy energii elektrycznej będą zobowiązani, co najmniej raz na trzy miesiące, poinformować odbiorców energii o dostępności ofert sprzedaży energii elektrycznej w porównywarce ofert i możliwościach oszczędności na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej, w tym o możliwości zawarcia umowy z ceną dynamiczną energii elektrycznej. Natomiast Prezesowi URE, prowadzącemu porównywarkę ofert, sprzedawcy energii będą zobligowani przekazywać zaktualizowane informacje o ofertach sprzedaży energii oraz o innych świadczonych przez nich usługach.

Narzędzie porównywania ofert ma stanowić, przede wszystkim, skuteczny środek umożliwiający mniejszym odbiorcom energii elektrycznej rzetelną ocenę zalet różnych dostępnych na rynku ofert sprzedaży energii, uproszczenie wyszukiwania i porównywania ofert oraz zapewnienie właściwej równowagi między zapotrzebowaniem na informacje jasne i zwięzłe, a zarazem, kompletne i wyczerpujące w tym zakresie.

Więcej informacji o projekcie nowelizacji ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii

 

źródło: Ministerstwo Klimatu i Środowiska

 

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

Ciepłownictwo: Prezes URE zmienia model regulacyjny dla ciepłownictwa by wspierać inwestycje i transformację sektora

Przed polskim ciepłownictwem stoi ogromne wyzwanie związane z procesem transformacji, podyktowanym przede wszystkim polityką klimatyczną, w tym zaostrzającymi się wymogami środowiskowymi oraz rosnącymi kosztami zakupu uprawnień do emisji CO2. Dlatego regulator postanowił zmienić dotychczasowy model regulacyjny dla przedsiębiorstw sektora ciepłowniczego[1].

Wprowadzenie regulacji jakościowej w sektorze ciepłowniczym z myślą o słusznym interesie odbiorców.

– Skupiamy się na poprawie warunków regulacyjnych do inwestowania przez przedsiębiorstwa energetyczne oraz na promowaniu określonych efektów wynikających z inwestycji, a nie tylko na samym procesie inwestowania. Oznacza to wprowadzenie wymiaru jakościowego do polityki regulacyjnej w sektorze ciepłowniczym – podsumowuje wprowadzenie nowych wytycznych mających kluczowe znaczenie dla procesu taryfowego Rafał Gawin, Prezes URE.

Regulator zaznacza przy tym – Dostosowanie ciepłownictwa w Polsce do polityki klimatyczno-energetycznej UE powinno odbywać się przy zachowaniu podstawowych celów ustawy ‒ Prawo energetyczne, a więc ochrony środowiska oraz równoważenia interesów odbiorców i przedsiębiorstw energetycznych. Takie holistyczne podejście pozwoli na zachowanie równowagi pomiędzy interesami przedsiębiorstw a słusznym interesem odbiorców ciepła zapewniając jednocześnie realizację zadań inwestycyjnych zmierzających do transformacji energetycznej.

Cel nadrzędny: wsparcie inwestycji i transformacji sektora

Celem wprowadzanych zmian jest dopasowanie modelu regulacyjnego dla ciepłownictwa do sytuacji rynkowej oraz zapewnienie odpowiedniego zwrotu z kapitału tym przedsiębiorstwom, które chcą prowadzić inwestycje zmierzające do realizacji celów polityki energetyczno-klimatycznej.

– W nowych wytycznych znaczący akcent położyliśmy na promowanie tych przedsiębiorstw ciepłowniczych, które podejmują działania modernizacyjne i inwestycyjne – wskazuje Prezes Rafał Gawin. – Zaktualizowana polityka regulacyjna jest więc dostosowana do zmian w otoczeniu rynkowym, szczególnie w obszarze inwestycyjnym. Mając świadomość, że potrzebne są środki na inwestycje skupiliśmy się na wypracowaniu takich rozwiązań, które będą promować inwestycje służące realizacji strategicznych celów polityki energetycznej i wynikające z planów rozwoju przedsiębiorstw ciepłowniczych – dodaje Szef Urzędu.

Nowa definicja wartości regulacyjnej aktywów

Zmieniła się definicja wartości regulacyjnej aktywów (WRA). W nowej, opublikowanej dziś informacji Prezesa URE w sprawie w sprawie zasad i sposobu ustalania oraz uwzględniania w taryfach dla ciepła zwrotu z kapitału na rok 2021 została ona rozszerzona i uwzględnia teraz także planowane nakłady inwestycyjne w infrastrukturę wytwórczą lub dystrybucyjną, które mają na celu realizację strategicznych celów polityki energetycznej, wynikających z planu rozwoju.

Do pobrania: Informacja Prezesa URE nr 282021 w sprawie zasad i sposobu ustalania oraz uwzględniania w taryfach dla ciepła zwrotu z kapitału (kosztu kapitału) na rok 2021

Nowa definicja WRA: planowana wartość regulacyjna środków trwałych netto, faktycznie zaangażowanych w prowadzenie danej działalności koncesjonowanej w zakresie zaopatrzenia odbiorców w ciepło w pierwszym roku stosowania taryfy, ustalona na podstawie wartości księgowej, z uwzględnieniem planowanych nakładów inwestycyjnych w infrastrukturę wytwórczą lub dystrybucyjną, mających na celu realizację strategicznych celów polityki energetycznej, wynikających z planu rozwoju [w zł].

Elastyczne zasady i premia efektywnościowa dla planujących inwestycje

Inne będzie indeksowanie niektórych rodzajów kosztów uzasadnionych prowadzonej działalności (nie tylko wskaźnikiem inflacji). Dodatkowo, dla przedsiębiorstw, które chcą inwestować uelastyczniono stosowanie zasady wynikającej z algorytmu dotyczącego uzasadnionego przychodu[2].

Aby jeszcze bardziej zmotywować przedsiębiorstwa ciepłownicze do poprawy efektywności prowadzenia działalności regulator postanowił dać możliwość uwzględniania premii efektywnościowej, która będzie powiązana z oszczędnościami uzyskanymi w wyniku obniżenia kosztów działalności związanego z poprawą efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa.

Zmieniona została również wysokość możliwej do uwzględnienia premii za intensywność inwestowania w wytwarzanie i przesyłanie oraz dystrybucję ciepła.

Nowe wytyczne będą stosowane od dziś do wszystkich postępowań taryfowych w segmencie ciepłowniczym (także tych trwających w momencie publikacji nowego modelu).

[1] Model ten zawarty był dotychczas w Informacji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr 71/2020 w sprawie zasad i sposobu ustalania oraz uwzględniania w taryfach dla ciepła zwrotu z kapitału (kosztu kapitału) na rok 2021 z dnia 29 grudnia 2020 r. Model nie stanowi źródła prawa, jednak funkcjonuje jako uznanie administracyjne i narzędzie „miękkiej” regulacji. Model jest modyfikowany wraz ze zmianą warunków prowadzenia warunków prowadzenia działalności gospodarczej przez przedsiębiorstwa energetyczne.

[2] Algorytm zawarty w pkt 4 lit. b) ww. Informacji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

źródło: www.ure.gov.pl

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Nowe perspektywy rozwoju rynków energii

Silniejszy i aktywniejszy odbiorca na rynku energii!

Ministerstwo Klimatu i Środowiska przekazało do konsultacji publicznych i uzgodnień międzyresortowych projekt ustawy m.in. wdrażającej unijną dyrektywę rynkową 2019/944. Nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii proponuje nie tylko innowacyjne rozwiązania niezbędne do poprawy funkcjonowania rynku energii i gazu w Polsce, ale przede wszystkim, wzmacnia pozycję odbiorców i wspiera ich aktywizację na rynku energii.

„Czytelna faktura, dostęp do porównywarki wszystkich ofert sprzedaży energii na rynku czy możliwość zmiany sprzedawcy energii w ciągu zaledwie 24 godzin – to tylko niektóre z korzystnych rozwiązań dla gospodarstw domowych, zaproponowanych w projekcie ustawy, wprowadzającej do polskiego prawa dyrektywę unijną 2019/944 w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej”

– podkreśla minister klimatu i środowiska Michał Kurtyka.

 

Przejrzysta faktura podstawą rozliczeń

Zgodnie z przepisami unijnymi, rachunki za energię elektryczną, które otrzymuje jej odbiorca, powinny być wystawione w sposób poprawny, jasny i zwięzły. W projekcie ustawy, która właśnie trafiła do konsultacji publicznych, znajdują się przepisy, umieszczające na rachunkach nowe pozycje, takie jak:

  • graficzne porównanie bieżącego zużycia energii elektrycznej ze zużyciem w takim samym okresie
    w roku poprzednim,
  • informacje o dostępności i korzyściach płynących ze zmiany sprzedawcy,
  • informacje o prawach konsumenta, związanych z pozasądowym rozstrzyganiem sporów,
  • link do porównywarki,
  • informację o przyszłej zmianie produktu, ceny lub rabacie (o ile umowa to przewiduje) wraz z datą wprowadzenia zmiany.

„Jestem przekonany, że wprowadzenie tych zmian przyczyni się do wzmocnienia pozycji odbiorcy energii elektrycznej przy zawieraniu umowy z wybranym sprzedawcą oraz do wzrostu świadomości o rynku energii wśród konsumentów. Naszym celem jest zapewnienie gospodarstwom domowym i innym odbiorcom dostępu do jasnych informacji na temat ich praw w odniesieniu do sektora energetycznego”

– podkreśla szef resortu klimatu i środowiska.

Porównywarka ofert ułatwi wybór najlepszej

Każdemu konsumentowi zależy, aby faktura była nie tylko czytelna, ale przede wszystkim, wskazywała jak najniższe kwoty za zużycie energii elektrycznej. Naprzeciw tym oczekiwaniom wychodzi projekt ustawy, umożliwiającej funkcjonowanie porównywarki ofert sprzedaży energii elektrycznej. Porównywarka prowadzona będzie przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki a dostęp do niej będzie bezpłatny.

„Porównywarka umożliwi konsumentom dostęp do wszystkich ofert sprzedaży energii elektrycznej
w jednym miejscu. Poprzez ich ocenę i opcję porównania, ułatwi sprawny wybór najkorzystniejszej oferty rynkowej dla danego odbiorcy”

– dodaje minister Kurtyka.

Zmiana sprzedawcy energii? Możliwa w 24h!

„Proponujemy również nowe przepisy dotyczące zmiany przez odbiorcę sprzedawcy energii elektrycznej. Przedstawiony do uzgodnień projekt ustawy, umożliwi od 2026 roku dokonanie takiej zmiany już w ciągu 24 godzin”

– zapewnia Michał Kurtyka.

Jak to możliwe? Dzięki Centralnemu Systemowi Informacji Rynku Energii – CSIRE, przetwarzającemu informacje rynku energii na potrzeby procesów zachodzących na nim oraz w celu wymiany informacji pomiędzy użytkownikami systemu. To właśnie w CSIRE sprzedawca dokona zgłoszenia zmiany w imieniu odbiorcy. Po automatycznej weryfikacji takiego zgłoszenia, nastąpi zarejestrowanie nowego sprzedawcy energii elektrycznej dla danego punktu pomiarowego, należącego do konsumenta. Projekt zapewnia również możliwość uczestniczenia przez gospodarstwa domowe w systemach grupowej zmiany sprzedawcy energii elektrycznej.

Większa ochrona odbiorców

Projekt ustawy przewiduje także nałożenie obowiązku informacyjnego na sprzedawcę energii elektrycznej wobec odbiorców zagrożonych odłączeniem energii z powodu zalegania z płatnościami. Oznacza to informowanie z wyprzedzeniem o dostępnych rozwiązaniach, alternatywnych do odłączania energii, tj.: systemów przedpłat, audytów energetycznych, usług doradztwa w zakresie energii elektrycznej oraz zarządzania długiem, alternatywnych planów płatności czy też wstrzymania odłączenia energii na wskazany okres.

Uzgodnione rozwiązanie będzie stosowane przez sprzedawcę energii na uzasadniony wniosek odbiorcy, złożony w terminie 14 dni od dnia doręczenia temu odbiorcy powiadomienia. Jednocześnie, wprowadzenie jednej z powyższych alternatyw, nie może powodować naliczenia dodatkowych opłat dla zadłużonego odbiorcy energii.

Przejrzysta umowa

Przejrzystość, ułatwiająca zrozumienie naliczania opłat za korzystanie z energii elektrycznej, jest jednym z podstawowych założeń nowych przepisów. Dotyczy to także tzw. dynamicznych cen energii elektrycznej, tj. wynikających z bieżącego kształtowania się podaży i popytu na rynku energetycznym. W tym zakresie, projekt ustawy zobowiązuje sprzedawców energii elektrycznej, stosujących umowy
z ceną dynamiczną, do jasnego informowania nabywców zarówno o kosztach, korzyściach, jaki o ryzykach związanych z zawarciem takiej umowy. Z ofert z ceną dynamiczną będzie mógł skorzystać każdy konsument posiadający zainstalowany licznik zdalnego odczytu (inteligentnego opomiarowania).

„Warto zaznaczyć, że przepisy odnoszące się do umów z ceną dynamiczną, będą miały pełne zastosowanie dopiero w chwili zainstalowania u części odbiorców (w tym w gospodarstwach domowych) inteligentnych liczników, uruchomienia systemów zdalnego odczytu oraz Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii „

– wyjaśnia minister klimatu i środowiska.

Obywatelskie społeczności energetyczne

Ponadto, projekt ustawy daje prawne podstawy dla funkcjonowania nowej, obywatelskiej społeczności energetycznej (OSE), która będzie opierać się na dobrowolnym uczestnictwie np. gospodarstw domowych. Ideą tworzenia OSE jest umożliwienie wszystkim konsumentom bezpośredniego udziałuw wytwarzaniu i zużywaniu energii elektrycznej oraz dzieleniu się nią z innymi odbiorcami. OSE może przyczynić się również do zwiększenia efektywności energetycznej konsumentów oraz pomóc
w zwalczaniu ubóstwa energetycznego poprzez zmniejszenie zużycia energii elektrycznej  i obniżenie cen jej dostaw.

Obywatelska społeczność energetyczna będzie mogła:

  • zajmować się wytwarzaniem, obrotem, agregacją oraz magazynowaniem energii elektrycznej,
  • generować realne oszczędności na rachunkach swoich członków – mogą bowiem uzyskać mniejsze ceny za energię, posiadając panele fotowoltaiczne lub negocjując niższą cenę,
  • realizować przedsięwzięcia służące poprawie efektywności energetycznej,
  • świadczyć usługi ładowania pojazdów elektrycznych.

Tworzenie się i funkcjonowanie takich społeczności ma zapewnić korzyści środowiskowe, gospodarcze i społeczne dla swoich członków – udziałowców lub obszarów lokalnych, na których prowadzą działalność. Będzie ona ograniczona do obszaru działania operatora sieci dystrybucyjnej, z którym OSE jest zobowiązana zawrzeć umowę o świadczenie usług dystrybucji.

Nowy podmiot z ważna rolą na rynku energii

Nowelizacja ustawy umożliwi też funkcjonowanie agregatora, czyli pośrednika w sprzedaży energii elektrycznej lub świadczeniu innych usług oferowanych przez odbiorców, wytwórców czy posiadaczy magazynów energii elektrycznej. Oznacza to bardzo dużą zmianę na rynku energii: to odbiorca będzie mógł oferować swoje usługi, a nie tylko korzystać z usług przedsiębiorstw, tak jak to miało miejsce dotychczas. Prosument, czyli jednocześnie wytwórca i konsument generujący nadwyżki we własnej produkcji energii, będzie mógł sprzedać ją z zyskiem agregatorowi. Dzięki temu możliwy będzie bezpośredni udział odbiorcy energii w rynku. Zyski i korzyści zostaną uzgodnione przez agregatora i odbiorcę w drodze umowy.

„Mówiąc najkrócej, agregacja umożliwia wszystkim grupom odbiorców, tj. przemysłowym, komercyjnym oraz gospodarstwom domowym, dostęp do rynku energii elektrycznej. W jego ramach grupy te będą mogły oferować swoje usługi, w tym energię, którą wytwarzają we wysłanym zakresie”

– dodaje szef resortu klimatu i środowiska.

Prosument – beneficjent rozwijającego się rynku energii

Nowi prosumenci uzyskają większą swobodę zawierania umów i wyboru konkurencyjnej oferty na sprzedaż energii, w tym dla agregatorów – zasady uwzględnione w projekcie będą wskazywały jedynie minimalny poziom wynagradzania prosumentów. Prawo do sprzedaży nadwyżek energii elektrycznej będzie miało charakter bezterminowy i umożliwi uwzględnienie rzeczywistej wartości energii elektrycznej wprowadzanej do sieci przez prosumentów. Jednocześnie proponowane mechanizmy oraz planowane wsparcie inwestycyjne będą umożliwiały zwiększenie wykorzystania energii na własne potrzeby w czasie bieżącym oraz jej rzeczywistego magazynowania. Dlatego też opłaty sieciowe dotyczyć będą jedynie energii elektrycznej pobranej z sieci. Pozwoli to na zastąpienie obecnie funkcjonującej koncepcji „magazynu wirtualnego”, za który uznawana była sieć elektroenergetyczna. Proponowane zmiany to wstęp do głębokiej przebudowy rynku polegającej na umożliwieniu w przyszłości prosumentowi sprzedawania wyprodukowanej przez siebie energii bezpośrednio innym odbiorcom, bez pośrednictwa profesjonalnych sprzedawców.

Wsparcie innowacyjności w energetyce

Projekt ustawy szeroko wspiera innowacyjność w energetyce, m.in. poprzez ułatwienia administracyjne w budowie linii bezpośrednich, dzięki czemu inwestycje w rozwój rozproszonych źródeł wytwarzania będą jeszcze bardziej korzystne.  Linie bezpośrednie są to dedykowane linie energetyczne, łączące  odbiorcę z instalacją wytwarzającą energię,  np. farmą fotowoltaiczną. Dostarczanie energii oparte na takiej „prywatnej” linii, przyczyni się do oszczędności na rachunkach. W rezultacie, budowa linii bezpośrednich może skutecznie zabezpieczyć przedsiębiorców (w tym duże zakłady przemysłowe) przed skokowymi wzrostami cen za energię, wzrostem kosztów produkcji i w efekcie – utratą konkurencyjności. Co więcej, inwestycja we własne środki wytwórcze, pozwala obniżać emisyjność systemu elektroenergetycznego i lepiej chronić klimat.

Rozwój sektora przyśpieszą również projekty korzystające z tzw. piaskownic regulacyjnych (ang. regulatory sandbox). W przypadku sektora energetycznego, będzie to bezpieczna przestrzeń prawna, w do testowania i wdrażania nowych technologii, usług, produktów, modeli współpracy użytkowników systemu lub rozwiązań technologicznych. Po pozytywnym rozpatrzeniu wniosku, Prezes Urzędu Regulacji Energetyki udzieli wnioskodawcy na okres maksymalnie 3 lat, zwolnienia od stosowania określonych przepisów ustawy – Prawo energetyczne. Piaskownice regulacyjne, popularne m.in. we Francji, w Niemczech i Holandii, przyczynią się do promocji nowych rozwiązań na rynkach energetycznych i testów ich skuteczności. Projekty realizowane w ramach piaskownic regulacyjnych, powinny przynieść wymierną korzyść transformacji energetycznej.

Szczegóły: https://legislacja.rcl.gov.pl/projekt/12347450

źródło: Ministerstwo Klimatu i Środowiska

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.

powermeetings.eu
Al. Jerozolimskie 27
00-508 Warszawa

kom.: +48 603 386 917

NIP: 952-139-65-83
REGON: 363385059

Renata.Kaluzna@powermeetings.eu

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