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

Prace przy budowie nowej elektrociepłowni Fortum w Zabrzu postępują zgodnie z harmonogramem i wkraczają w decydującą fazę. Firma przeprowadziła udaną próbę ciśnieniową kotła, co oznacza, że kluczowa dla pracy elektrociepłowni instalacja jest szczelna. Aktualnie na budowie pracuje około 600 osób, a nowy zakład o wartości około 870 milionów złotych ma zostać uruchomiony pod koniec 2018 roku.

Po zakończeniu prac związanych z montażem części ciśnieniowej nowoczesnego kotła wielopaliwowego Fortum przeprowadziło udane testy szczelności i wytrzymałości urządzenia. Do instalacji wprowadzono 183 m3, czyli 183 000 litrów wody demineralizowanej, a proces napełniania kotła trwał około 12 godzin. Wytwarzający parę kocioł jest podstawowym elementem elektrociepłowni, dlatego sprawdzenie jego szczelności jest niezwykle istotnym elementem realizacji projektu.

– Wykonanie próby ciśnieniowej kotła to jeden z kluczowych kamieni milowych w procesie budowy tego typu zakładu, dlatego cieszymy się, że proces przebiegł bez zakłóceń. Budowa naszej nowej elektrociepłowni w Zabrzu wkracza właśnie w decydującą fazę, dlatego w tym momencie na budowie pracuje dziennie aż około 600 osób. Warto podkreślić, że wszystkie prace prowadzone są zgodnie z zakładanym harmonogramem –mówi Kamila Zybura-Pluta, manager projektu z Fortum.

W ramach budowy nowej elektrociepłowni Fortum prowadzi aktualnie również szereg innych prac. Są to między innymi prace wykończeniowe dla 64-metrowego pylonu oraz budynku elektrycznego, w którym zabudowywane są windy, oświetlenie, ogrzewanie oraz inne instalacje. Ponadto toczą się zaawansowane prace konstrukcyjno-budowlane budynku, w którym docelowo znajdzie się nowoczesna turbina, wytwarzająca energię elektryczną. Fortum modernizuje również bocznicę kolejową, która zapewni dogodne dostawy węgla dla elektrociepłowni. W ramach prac firma wymieni łącznie ponad 900 metrów torów. W najbliższych miesiącach rozpoczną się również prace związane z rozruchami instalacji elektrycznych.

Równolegle Fortum kontynuuje budowę 10-kilometrowego odcinka sieci ciepłowniczej Zabrze-Bytom. Do tej pory firma zainstalowała już ponad 5 kilometrów rur, a zakończenie inwestycji planowane jest wraz z oddaniem nowej elektrociepłowni Fortum. Dzięki temu nowoczesny zakład w Zabrzu będzie mógł dostarczać ciepło sieciowe również do mieszkańców Bytomia. Zgodnie z planem łączne nakłady Fortum na budowę nowych źródeł ciepła dla dwóch śląskich miast do 2022 roku przekroczą miliard złotych.

Źródło: http://www.media.fortum.pl/aktualnosci/448/budowa-nowej-elektrocieplowni-fortum-w-zabrzu-wkracza-w-decydujaca-faze

Wszystkie zgłoszone elektrownie wodne TAURON Ekoenergia wygrały aukcję OZE i uzyskały gwarantowaną cenę sprzedaży energii elektrycznej do końca pełnego okresu wsparcia. Grupa TAURON przygotowuje się do kolejnych aukcji i planuje zgłoszenie większych jednostek wytwórczych.

Aukcja OZE (Odnawialne Źródła Energii), w której wzięły udział elektrownie TAURONA dotyczyła istniejących instalacji o mocy nie większej niż 1 MW, spełniających kryterium stopnia wykorzystania mocy zainstalowanej elektrycznej powyżej 3504 MWh/MW/rok oraz emisyjności nie większej 100 kg/MWh. Aukcja została przeprowadzona w dniu 30 czerwca 2017 r.

Zgodnie z regulaminem, aukcję wygrywają uczestnicy oferujący najniższą cenę, aż do wyczerpania ilości lub wartości energii elektrycznej przewidzianej do sprzedaży.

W porównaniu do poprzedniego roku, cena referencyjna dla elektrowni wodnych wzrosła o 10 zł/MWh – do poziomu 480 zł/MWh, co dało możliwość wyższego kwotowania ofert. Łącznie w ramach aukcji zwyciężyły 44 oferty z wolumenem 312 441,33 MWh o wartości 115 932 066,37 zł.

Wygrana w aukcji OZE jest sukcesem Grupy TAURON. Zgłoszone elektrownie wodne uzyskały stałą cenę sprzedaży energii elektrycznej do końca pełnego okresu wsparcia.

Przejście do systemu aukcyjnego, wobec obecnych cen energii elektrycznej i zielonych certyfikatów, gwarantuje wygranym instalacjom znaczącą poprawę wyników finansowych.

Ustawa o odnawialnych źródłach energii z dnia 20 lutego 2015 r. wprowadziła nowy system wsparcia dla wytwórców energii elektrycznej z OZE w postaci aukcji. Mechanizm ten pozwala na uzyskanie stałej ceny sprzedaży energii elektrycznej w okresie wsparcia.

Dotychczasowy mechanizm tzw. zielonych certyfikatów ze względu na dużą nadpodaż praw majątkowych doprowadził do gwałtownego spadku cen certyfikatów i w efekcie zmniejszenia przychodów uzyskiwanych przez wytwórców energii elektrycznej w OZE.

Warunkiem przystąpienia instalacji OZE do aukcji jest ujęcie przez Ministra Energii w stosownym rozporządzeniu koszyka aukcyjnego, do którego zakwalifikują się poszczególne instalacje. Pierwsze aukcje OZE odbyły się 30 grudnia 2016 r.

Więcej na temat systemu aukcyjnego mogą się Państwo dowiedzieć w trakcie organizowanych przez Zespół powermeetings.eu warsztatów:

System aukcyjny po nowelizacji ustawy o OZE A.D. 2017 – warunki uczestnictwa w systemie aukcyjnym – zasady rozstrzygania aukcji – pierwsze doświadczenia

Spotkanie organizujemy: 30 sierpnia 2017

Lokalizacja: Warszawa

Warsztaty dedykowane są szeroko pojętej problematyce systemu aukcyjnego, w kształcie zaproponowanym w procedowanej obecnie nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii i obejmować będą zarówno jego aspekty formalno-prawne, jak i techniczno-administracyjne.

Zapraszamy do udziału!

Źródło informacji o Tauron: http://media.tauron.pl/pr/360947/elektrownie-wodne-tauron-zwyciezcami-aukcji-oze