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!

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