Źródło: http://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/7126,Rozstrzygnieto-piaty-przetarg-na-wybor-przedsiewziec-sluzacych-poprawie-efektywn.html

Posłowie uchwalili 18 lipca nowe Prawo wodne. Rząd zapewnia, że przepisy nie spowodują wzrostu kosztów za pobór wody.

Teraz ustawa trafi pod obrady Senatu.

27 lipca 2017 w Warszawie odbędzie się pierwsze z cyklu seminarium dedykowane przygotowywanej obecnie nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii:

Nowelizacja ustawy o OZE

– wpływ projektowanych zmian na funkcjonowanie aukcyjnego systemu wsparcia

Wszystkich którzy chcieliby wziąć udział w spotkaniu informujemy, iż zostało już tylko kilka ostatnich wolnych miejsc, zatem prosimy o przesyłanie wypełnionych formularzy zgłoszeniowych bądź rezerwację miejsc mailowo na adres: Jolanta.Szczepaniak@powermeetings.eu lub telefonicznie pod numerem: +48 22 740 67 80.

Zapraszamy do udziału – z pewnością warto zapoznać ze szczegółową analizą proponowanych zmian legislacyjnych, a także ich wpływem na funkcjonowanie aukcyjnego systemu wsparcia.

W trakcie spotkania nie zabraknie również czasu na rzeczową i ekspercką dyskusję o skutkach projektowanych zmian dla funkcjonowania poszczególnych technologii OZE.

Spotkanie poprowadzą znani i cenieni Eksperci, zajmujący się zagadnieniami objętymi przedmiotem spotkania w codziennej praktyce zawodowej:

 Link do www wydarzenia: https://powermeetings.eu/konferencja/nowelizacja-ustawy-oze/

Urząd Regulacji Energetyki przypomina o obowiązkach inwestorów, którzy wygrali ostatnie aukcje przeprowadzone w dniach 29-30 czerwca br. Pierwsza aukcja dotyczyła nowych instalacji o mocy do 1 MW, które powstaną po dniu przeprowadzenia aukcji, natomiast do drugiej aukcji mogli przystąpić właściciele istniejących elektrowni wodnych, którzy zyskali szansę na przejście z systemu zielonych certyfikatów do nowego mechanizmu rozliczeń.

W pierwszej aukcji z dnia 29 czerwca oferty mogli składać inwestorzy planujący budowę nowych instalacji OZE o mocy do 1 MW.

Wygrani tej aukcji muszą przekazać do URE informację o stanie wykonania harmonogramu rzeczowego i finansowego realizacji projektu. Mają na to czas w terminie 30 dni od zakończenia każdego roku kalendarzowego tj. do 30 stycznia w 2018 r. oraz w latach następnych.

Ponadto wytwórcy w tej grupie, którzy wygrali aukcję z 29 czerwca br., powinni przekazać do URE informację o terminie wytworzenia po raz pierwszy energii na potrzeby aukcyjnego sytemu wsparcia, potwierdzoną przez operatora sieci przesyłowej elektroenergetycznej lub operatora sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej. Termin to 30 dni od dnia, w którym rozpoczęto produkcję energii.

URE przypomina, że zgodnie z ustawą o OZE, w przypadku nowych instalacji termin na uruchomienie produkcji energii to 48 miesięcy licząc od dnia zamknięcia aukcji. Wyjątkiem są instalacje fotowoltaiczne, dla których termin na rozpoczęcie produkcji energii mija po 24 miesiącach.

Druga aukcja z 30 czerwca dotyczyła istniejących elektrowni wodnych o mocy do 1 MW, w przypadku których inwestorzy zyskali szansę na przejście  z systemu zielonych certyfikatów do rozliczeń w mechanizmie aukcyjnym.

W tym przypadku wygrani tej aukcji muszą przekazać do URE informację o terminie wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii na potrzeby aukcyjnego sytemu wsparcia, potwierdzoną przez operatora sieci przesyłowej elektroenergetycznej lub operatora sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej – w terminie 30 dni od wytworzenia po raz pierwszy energii w nowym systemie wsparcia.

Wytwarzanie energii w ramach aukcyjnego systemu wsparcia powinno nastąpić nie później niż pierwszego dnia miesiąca następującego po upływie miesiąca od miesiąca, w którym nastąpiło zamknięcie aukcji, tj. najpóźniej w dniu 1 sierpnia 2017 r.

Ponadto wymagane jest przekazanie do URE informacji o ilości energii elektrycznej za poprzedni rok kalendarzowy na potrzeby aukcyjnego systemu wsparcia, którą należy przekazać w terminie 30 dni od zakończenia każdego roku kalendarzowego. Pierwszy termin to 30 stycznia 2018 r.

Informacje mogą być składane do URE za pośrednictwem formularzy IPA lub w formie pisemnej. Urząd zaznacza, że złożenie sprawozdania za pośrednictwem IPA wymaga podpisu elektronicznego lub podpisu zaufanego ePUAP.

Wytwórcy planujący produkcję energii w systemie aukcyjnym w instalacjach o mocy do 0,5 MW powinni zawrzeć umowę ze sprzedawcą zobowiązanym w terminie miesiąca (istniejące instalacje) lub 6 miesięcy (nowe instalacje) od dnia zamknięcia aukcji. W tej umowie należy zawrzeć m.in. cenę energii ustaloną w aukcji, ilość energii, która zostanie sprzedana, a także okres obowiązywania umowy.

Więcej informacji:  Informacja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (nr 45/2017) dotycząca obowiązków wytwórców energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł energii w instalacji odnawialnego źródła energii, których oferty wygrały aukcje przeprowadzone w dniach 29-30 czerwca 2017 r.

Za 1,3 mld zł poznańska spółka może postawić nową jednostkę opalaną śmieciami. Blok planował jeszcze poprzedni właściciel elektrowni w Połańcu, francuski Engie.

Projekt znalazł się na polskiej liście tzw. planu Junckera czyli Europejskiego Funduszu Inwestycji Strategicznych. Plany z listy mogą liczyć na preferencyjne finansowanie z Europejskiego Banku Inwestycyjnego, choć nie są to dotacje, ale niskooprocentowane kredyty.

Enea wcześniej zgłosiła dwa pomysły – elektrownię wykorzystująca zgazowanie węgla w technologii IGCC na Lubelszczyźnie oraz bliżej niesprecyzowany projekt przeróbki odpadów. Oba zostały skreślone, IGCC nie spełniał kryteriów EBI (zapewne chodzi o emisję CO2) a z przeróbki zrezygnowała sama Enea.

Zamiast nich na listę trafiła „budowa kotła na paliwo alternatywne RDF połączonego z turbiną parową bloku energetycznego w ENEA Elektrownia Połaniec. Paliwo alternatywne zmniejszy zużycie węgla oraz ponad 50% ograniczy emisję CO2” – czytamy w zaktualizowanej tabelce Ministerstwa Rozwoju z 5.06. Blok będzie miał 225 MW i kosztować ma 1,3 mld zł.

Więcej na ten temat: http://www.euractiv.pl/section/energia-i-srodowisko/news/enea-wybuduje-nowy-blok-polancu/

Do Sejmu trafił projekt ustawy wprowadzającej nowy składnik rachunków za energię elektryczną. Opłata za dostęp do mocy będzie kosztować odbiorców niemal 4 mld zł rocznie, ale rząd przekonuje, że to dobra inwestycja. Problem w tym, że jeszcze nie wiadomo w co.

Rządowy projekt ustawy o rynku mocy w poniedziałek, 10 lipca, trafił do pierwszego czytania na posiedzeniu plenarnym Sejmu. Jeszcze nie wiadomo czy posłowie zdążą się nim zająć w przyszłym tygodniu. Niemal pewne jest jednak, że ustawa zostanie uchwalona po wakacjach. Rząd ściga się bowiem z Komisję Europejską.

Bruksela przygotowuje przepisy zakazujące subsydiowania z pieniędzy podatników elektrowni o emisjach dwutlenku węgla przekraczających 550 gramów na 1 kWh. W praktyce to ukryty zakaz dotowania elektrowni węglowych (nawet najnowsze bloki na to paliwo emitują po 700 gCO2/kWh). Rząd Beaty Szydło ostro się temu zakazowi sprzeciwia, ale w Unii brakuje nam sojuszników. Zdecydowana większość państw stawia na energetykę odnawialną, ewentualnie atom lub gaz. Ponieważ nasze szanse na odrzucenie zakazu maleją, rząd chce przyjąć ustawę o rynku mocy zanim jesienią przyszłego roku UE uchwali ograniczenia dla węgla.

Zbyt tania energia

Rząd chce wprowadzić kolejny mechanizm wsparcia aby pokryć koszty utrzymania i modernizacji starzejących się bloków węglowych i ułatwić spłatę kredytów zaciąganych na budowę nowych elektrowni. Dzisiejsze ceny na rynku hurtowym energii elektrycznej są bowiem tak niskie (m.in. przez farmy wiatrowe, które nie musza kupować paliwa i wypierają z produkcji najstarsze bloki węglowe), że nie pozwalają zarobić na spłatę kredytów zaciąganych na jakąkolwiek nową elektrownię. I to bez względu na to czy będzie napędzana węglem, gazem, wodą, wiatrem, biomasą, atomem czy słońcem.

W ubiegłorocznej analizie Polski Komitet Energii Elektrycznej wyliczył, że dzisiaj odbiorcy płacą za produkowany dla nich prąd ok. 20 mld zł rocznie. Jednak za dziesięć lat będą musieli wydawać na jego zakup już 40 mld zł, żeby pokryć koszty inwestycji w nowe moce i utrzymać w rezerwie stare. PKEE zwróciło uwagę, że jeżeli pieniądze nie trafią do spółek energetycznych, to odbiorcy poniosą jeszcze wyższe, sięgające 55 mld zł rocznie, koszty – w dużej mierze strat spowodowanych przerwami w dostawach energii.

Co do tego, że dzisiejszy model rynku energii dawno już przestał się sprawdzać niemal żaden z ekspertów zajmujących się tym sektorem nie ma już wątpliwości. W 2014 roku także Najwyższa Izba Kontroli podkreśliła, że „dostrzega konieczność intensyfikacji prac nad wypracowaniem spójnego systemu instrumentów umożliwiających organom administracji motywowanie wytwórców do podejmowania inwestycji w celu zapewnienia dostaw energii elektrycznej na pożądanym poziomie w długim okresie”. Różnice zdań zaczynają się dopiero wtedy gdy chodzi o to jaki rynek ma go zastąpić, kto ma za to zapłacić i do kogo mają trafić pieniądze.

Ile to będzie kosztować?

Projekt ustawy dość jasno precyzuje przede wszystkim kto ma ponieść koszty nowego systemu wsparcia – niemal 4 mld zł rocznie począwszy od 2021 roku. Wówczas do wytwórców energii mają trafić pierwsze pieniądze zakontraktowane już w przyszłym roku. Łącznie do 2030 roku koszty rynku mocy mają wynieść 26,9 mld zł, z czego najwięcej zapłacą odbiorcy biznesowi i przemysł nieenergochłonny – niemal 15 mld zł oraz gospodarstwa domowe – ok. 7 mld zł. Rząd chce dzięki temu – wzorem innych państw, m.in. Niemiec – ochronić przemysł energochłonny, który zapłaci ok. 2 mld zł.

Czytaj więcej: http://www.euractiv.pl/section/energia-i-srodowisko/news/rachunkow-prad-doplacimy-10-mln-zl-dziennie/

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki na wniosek Towarowej Giełdy Energii zatwierdził dokument dotyczący wspólnego pełnienia funkcji operatora łączenia rynków przez operatorów NEMO– tzw. plan MCO (Market Coupling Operator).

Plan MCO jest efektem prac 16 giełd posiadających status Nominowanego Operatora Rynku Energii Elektrycznej (NEMO). Okres implementacji planu nie może przekroczyć 12 miesięcy. Formalna akceptacja planu MCO odbyła się na poziomie krajowych organów regulacyjnych, które osiągnęły porozumienie odnośnie ostatecznego kształtu dokumentu.

TGE posiada status NEMO od grudnia 2015 r.

Plan MCO określa szczegółowo zasady zarządzania i współpracy pomiędzy NEMO oraz dokładnie definiuje relacje z innymi podmiotami. Omawia również przechodzenie od aktualnych inicjatyw market coupling dla rynków dnia następnego i bieżącego do jednolitego mechanizmu market coupling dla tych rynków, co stanowi fundament docelowego europejskiego modelu dla energii elektrycznej.

– TGE konsekwentnie realizuje zadania związane z działalnością na rynkach międzynarodowych. Przed nami jest jednak ogromne wyzwanie. Spośród krajów Europy Środkowo-Wschodniej tylko Polska przyjęła tzw. konkurencyjny model NEMO, chociaż możliwe było zachowanie monopolu krajowej giełdy na rynku spot do grudnia 2019 roku. Obok TGE na rynku polskim rozpoczną działalność także dwaj europejscy NEMO. TGE jest przygotowana do rynkowej gry konkurencyjnej, ale oczekuje, że nastąpi dostosowanie polskich regulacji do nowych warunków, aby zapewnić równe traktowanie operatorów NEMO, zarówno w zakresie uprawnień, obowiązków jak i nadzoru regulacyjnego, co zapewni uczciwe zasady konkurencji – komentuje dr Paweł Ostrowski, prezes TGE.

W zakresie rynku spot TGE znajduje się na etapie wejścia operacyjnego w model Price Coupling of Regions (PCR), co ma postawić TGE na równi z pozostałymi Nominowanymi Operatorami Rynku Energii Elektrycznej (NEMO), współwłaścicielami projektu PCR. TGE ma rozpocząć działalność jako pełnoprawna giełda-koordynator na europejskim rynku Multi-Regional Coupling (MRC) w ciągu najbliższych tygodni.

Podstawowe zadanie Towarowej Giełdy Energii jako NEMO to zapewnienie niezakłóconej budowy i skutecznego działania wspólnego europejskiego rynku energii elektrycznej. NEMO to podmiot, który będzie przyjmował, kojarzył i realizował oferty sprzedaży/zakupu energii elektrycznej, zawierane na rynkach dnia następnego i bieżącego w obrocie międzynarodowym, realizowanym w modelu market coupling.

Wiąże się to z przekazywaniem do operatorów przesyłowych informacji o zawartych transakcjach, w związku z udostępnianymi mocami przesyłowymi. Operator NEMO jest zobowiązany do świadczenia funkcji Market Coupling Operator w transgranicznym obrocie energią elektryczną.

Plan MCO stanowi ramy prawne do przygotowania przez operatorów NEMO dalszych dokumentów dla rynku spot energii elektrycznej, w tym zasad współpracy wielu operatorów NEMO na jednym rynku (tzw. Multi-NEMO Arrangements) czy wielostronnych umów operacyjnych i regulaminów.   

Niedawno URE zatwierdził także przygotowany przez PSE dokument tzw. Multi-NEMO Arrangements (MNA), który precyzuje założenia modelu działania wielu NEMO (giełd) na polskim rynku energii elektrycznej.

W tym zakresie wszyscy trzej NEMO i PSE wkrótce mają rozpocząć negocjacje w zakresie umów operacyjnych, zapisów IRiESP i innych regulacji pozwalających na bezpieczne prowadzenie rynku. Według wspólnej oceny zainteresowanych ten proces potrwa około 12 miesięcy, co oznaczałoby że model multi-NEMO zacznie działać na polskim rynku spot w połowie 2018 r.

Źródło: http://gramwzielone.pl/trendy/27411/blizej-transgranicznego-rynku-energii-ure-zatwierdzil-plan-mco

Ruszyła rejestracja uczestników na VII edycję najważniejszego jesiennego spotkania branży: Forum Technologii w Energetyce – Spalanie Biomasy, które odbędzie się 19 i 20 października 2017 w Hotelu Wodnik w Bełchatowie.

Mamy nadzieję, że odpowiednio wczesne wskazanie daty Forum okaże się pomocne w planowaniu kalendarza zajęć i uda się Państwu dołączyć do nas w Bełchatowie.

Forum jest niewątpliwie wyjątkowym spotkaniem, które łączy zarówno wartości merytoryczne jak i możliwość spotkania się na neutralnym gruncie w miłej atmosferze z szerokim gronem specjalistów z branży.

Jak co roku podczas dwóch dni Forum będziecie Państwo mieli doskonałą okazję do rozmów, wymiany doświadczeń i nawiązania nowych kontaktów biznesowych, zarówno podczas części konferencyjnej, w kuluarach jak i w trakcie kolacji.

Jeśli chcieli by Państwo podzielić się swoim doświadczeniem, pochwalić osiągnięciami, zaprezentować swoje usługi lub rozwiązania prosimy o kontakt!

Zachęcamy również do przesyłania tematów i sugestii do programu Forum.

Więcej informacji znajdą Państwo pod linkiem: https://powermeetings.eu/konferencja/forum-technologii-w-energetyce-spalanie-biomasy/

Zapraszamy!

UOKiK skierował do drugiego etapu postępowanie w sprawie przejęcia przez Polską Grupą Energetyczną (PGE)  kontroli nad EDF Polska. Niezbędne jest przeprowadzenie analiz rynkowych. Przedłużenie terminu zakończenia nie przesądza o rodzaju decyzji, jaka w przyszłości zostanie wydana.

Wniosek o zgodę na przejęcie przez PGE kontroli nad EDF wpłynął do UOKiK w czerwcu 2017 r. Uczestnicy transakcji zajmują się m.in. wytwarzaniem i dystrybucją energii elektrycznej. Działają również na krajowym rynku obrotu certyfikatami energetycznymi oraz europejskim rynku handlu uprawnieniami do emisji CO2.

W ramach prowadzonego postępowania UOKiK przeanalizuje i zweryfikuje dane przedstawione przez lidera rynku, PGE. W tym celu przeprowadzi badanie rynku obejmujące głównych uczestników sektora energetycznego. Urząd wystąpi również do prezesa Urzędu Regulacji Energetyki o wydanie opinii w tej sprawie. Rozpoczęcie drugiego etapu postępowania nie przesądza o rodzaju decyzji, jaka w przyszłości zostanie wydana. Prezes UOKiK może wyrazić zgodę (bezwarunkową lub warunkową) na dokonanie koncentracji albo zakazać jej przeprowadzenia.

19 maja br. PGE podpisała umowę warunkową zakupu aktywów francuskiego EDF w Polsce. Dzięki samodzielnemu przejęciu 8 elektrociepłowni w największych aglomeracjach, takich jak Trójmiasto, Wrocław czy Kraków, zlokalizowanych łącznie w pięciu województwach, elektrowni Rybnik na Śląsku i blisko 400 km sieci ciepłowniczej w czterech miastach, Grupa PGE umocni pozycję lidera na polskim rynku elektroenergetycznym i zostanie największym dostawcą ciepła systemowego. Wartość umowy to 4,5 mld zł.

Źródło: https://www.uokik.gov.pl/aktualnosci.php?news_id=13340