Regulator zbiera od wytwórców informacje dotyczące inwestycji w nowe moce

Jak zmienia się podsektor wytwarzania energii elektrycznej w Polsce? Regulator zbiera od wytwórców informacje dotyczące inwestycji w nowe moce.

Przypominamy, że termin przedłożenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki planów inwestycyjnych na najbliższe 15 lat mija 30 kwietnia br.

Do 30 kwietnia wytwórcy energii mają obowiązek sporządzić i przedłożyć Prezesowi URE plany inwestycji w nowe moce wytwórcze (lub ich aktualizacje) na lata 2022-2036. Na podstawie zebranych w badaniu informacji Regulator ocenia i prognozuje, jak inwestycje te wpłyną na stabilność działania krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) oraz jakie działania należy podjąć, aby zapewnić bezpieczeństwo działania systemu.

W ostatnim badaniu planów inwestycyjnych na lata 2020-2034, o którym URE informowało w czerwcu 2021 r., Prezes URE stwierdził, że bilans mocy w KSE ulega pogorszeniu. Analiza wykazała, że pomimo stałego wzrostu mocy zainstalowanej w systemie – co ma miejsce za sprawą coraz bardziej dynamicznego rozwoju odnawialnych źródeł energii – spada moc dyspozycyjna, a to oznacza konieczność wprowadzania nowych rozwiązań rynkowych, które zabezpieczą stabilność pracy systemu.


Dołącz do nas 24 i 25 MARCA 2022 w ZABRZU podczas
XI edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy, pelletu i RDF na cele energetyczne


Kto ma obowiązek przedłożenia planów inwestycyjnych?

Plany inwestycyjne składają Prezesowi URE przedsiębiorstwa zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w źródłach o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 50 MW[1] – przy czym nie chodzi tu o moc zainstalowaną poszczególnych jednostek wytwórczych, lecz o sumę tych mocy w źródłach energii[2]. Wytwórcy, którzy złożyli już takie plany, powinni pamiętać, że co dwa lata mają obowiązek je aktualizować[3] i przekazywać Prezesowi URE oraz operatorom systemów elektroenergetycznych, do których sieci są przyłączeni informacje o tych aktualizacjach.

Co powinny obejmować plany inwestycyjne?

W planach powinny znaleźć się prognozy na najbliższe 15 lat, począwszy od 2022 roku, dotyczące:

  • ilości wytworzenia energii elektrycznej,
  • zaplanowanych do podjęcia działań modernizacyjnych,
  • rozbudowy istniejących lub budowy nowych źródeł,
  • dane techniczno-ekonomiczne na temat typu i wielkości tych źródeł, ich lokalizacji oraz rodzaju paliwa wykorzystywanego do wytwarzania energii elektrycznej.

Jak zrealizować obowiązek?

Urząd Regulacji Energetyki,

Departament Monitorowania Rynku,

02-222 Warszawa, Al. Jerozolimskie 181.

lub w formie dokumentu elektronicznego przy użyciu właściwego podpisu elektronicznego na elektroniczną skrzynkę podawczą Urzędu Regulacji Energetyki na platformie ePUAP: /URE/SkrytkaESP.

  • Przesłane informacje powinny być opatrzone podpisami osób upoważnionych do reprezentowania przedsiębiorstw.
  • Uwaga! Formularze w formacie Excel (w osobnych plikach), należy przekazać również w formie elektronicznej na adres e-mail: prognozy@ure.gov.pl (w temacie wiadomości należy wpisać: nazwa przedsiębiorstwa energetycznego_prognozy 2022-2036).
  • Termin złożenia tych dokumentów mija 30 kwietnia 2022 r.
  • Prosimy o odpowiednie oznaczenie danych sensytywnych (jeśli takie występują), które mogą stanowić tajemnicę przedsiębiorstwa lub innych tajemnic prawnie chronionych, które nie powinny być ujawnione innym podmiotom.
  • Więcej informacji na ten temat w zakładce „Komunikaty Prezesa URE”.
  • W razie pytań lub wątpliwości prosimy o kontakt pod numerami telefonów:

22 487 57 06

22 487 56 04

***

  • W ostatnim raporcie URE dotyczącym planów inwestycyjnych w nowe moce wytwórcze w latach 2020 – 2034 Regulator ocenił, że w 2034 roku potencjał wytwórczy badanych podmiotów będzie mniejszy o ok. 11 proc. (4,6 GW) w stosunku do roku 2020. Przy czym kluczowym był fakt, że wytwórcy energii elektrycznej zaplanowali zwiększenie udziału źródeł niesterowalnych przy jednoczesnym zmniejszeniu mocy źródeł sterowalnych i wysoko dyspozycyjnych.
  • W horyzoncie do 2034 r. przedsiębiorcy planowali oddać do eksploatacji łącznie ponad 14,2 GW nowych mocy wytwórczych, z czego najwięcej miało pochodzić z technologii offshore (4,8 GW, tj. 34 proc. wszystkich nowych mocy), gazu ziemnego (4,4 GW, tj. prawie 31 proc. nowych mocy) oraz fotowoltaiki (2,8 GW, 19 proc. nowych mocy).
  • Jednocześnie w tym samym okresie wytwórcy planowali wycofanie z eksploatacji jednostek o łącznej mocy 18,8 GW, opartych głównie na węglu kamiennym (12,8 MW) i brunatnym (5,3 MW).

[1] Na podstawie art. 16 ust. 20 i 21 ustawy – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2021 r. poz. 716 ze zm.).

[2] W tym kontekście zastosowanie będą miały postanowienia decyzji Prezesa URE udzielającej koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej, przy czym dotyczy to przedsiębiorstw energetycznych, których działalność gospodarcza wymaga uzyskania takiej koncesji (m.in. źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej wyższej niż 50 MW). Nie zwalnia to z tego obowiązku wytwórców energii elektrycznej, których działalność nie wymaga uzyskania koncesji, tj. w źródłach energii o łącznej mocy zainstalowanej równej 50 MW niezaliczanych do instalacji odnawialnego źródła energii lub do jednostek kogeneracji (art. 32 ust. 1 pkt 1 lit. b ustawy – Prawo energetyczne).

[3] Aktualizacja sporządzana jest w systemie kroczącym, tj. każda aktualizacja obejmuje kolejny nowy 15 letni okres, zgodnie z następującą zasadą: prognoz, które są aktualizowane do dnia 30 kwietnia danego roku (n) obejmuje okres (n+14) lat.

źródło: www.ure.gov.pl


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

 

Ciepłownictwo: najnowszy raport URE

Najnowszy raport Energetyka cieplna w liczbach przedstawia obraz rynku na podstawie danych zebranych przez Urząd Regulacji Energetyki od ponad 400 koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wyniki badań pozwalają ocenić stan sektora, wskazać najważniejsze kierunki zmian zachodzących w polskim ciepłownictwie systemowym oraz niezbędne do podjęcia działania.

Do pobrania raport Energetyka_cieplna_w_liczbach_2020


Dołącz do nas 24 i 25 MARCA 2022 w ZABRZU podczas
XI edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy, pelletu i RDF na cele energetyczne


Transformacja sektora energetycznego jest jednym z głównych i obecnie najszerzej dyskutowanych zagadnień dotyczących krajowej i europejskiej polityki klimatyczno-energetycznej. Podobny proces i wyzwania stoją także przed polskim ciepłownictwem. I choć ciepłownictwo, mając charakter lokalny oddziałuje na gospodarkę w znacznie mniejszym stopniu niż inne sektory energetyki, to aby sprostać nadchodzącym wyzwaniom i jednocześnie nie stracić szansy na uzyskanie wsparcia finansowego Unii Europejskiej w tym procesie, musi się ono zmienić.

Dostrzegając zachodzące zmiany oraz konieczność ich kontynuowania, a nawet intensyfikacji, regulator poświęca branży ciepłowniczej szczególną uwagę.

– Wszyscy mamy świadomość, że przed polskim ciepłownictwem stoi ogromne wyzwanie związane z procesem transformacji, wymuszonym przede wszystkim polityką klimatyczną, w tym zaostrzającymi się wymogami środowiskowymi oraz rosnącym kosztem zakupu uprawnień do emisji CO2. – zauważa Rafał Gawin, Prezes URE. – Zdając sobie sprawę z potrzeb tego sektora, od wielu miesięcy w Urzędzie pracujemy nad tym, aby model regulacyjny dopasować do dynamicznych zmian w otoczeniu rynkowym.

Jak postępuje transformacja w sektorze ciepłowniczym?

URE bada przedsiębiorstwa ciepłownicze od 19 lat. W tym czasie istotnie wzrosła sprawność wytwarzania, a jednocześnie sprawność przesyłania kształtowała się na niemal niezmienionym poziomie. Znacząco spadł poziom szkodliwych substancji emitowanych przez tę produkcję do atmosfery: głównie pyłów, dwutlenku siarki oraz tlenków azotu. Emisja CO2 obniżyła się o około 20 proc.

Ciepłownicy przygotowani na IED

Chcąc zdiagnozować poziom zaawansowania procesu dostosowywania źródeł ciepłowniczych do regulacji dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych[1] (Industrial Emissions Directive) oraz związane z tym potrzeby inwestycyjne przedsiębiorstw ciepłowniczych, Urząd w 2020 roku przeprowadził monitoring rynku. Z badania wynika, że 97 proc. przedsiębiorstw zobowiązanych do dostosowania źródeł do przepisów unijnych rozpoczęło już inwestycje. Wysokość planowanych do poniesienia do końca 2029 r. nakładów na realizację tego celu ciepłownicy oszacowali na blisko 5,4 mld zł.

Tańsze paliwa do wytwarzania ciepła, a droższe CO2

Koszty wytworzenia ciepła – a tym samym poziom jego cen – są ściśle skorelowane z rodzajem paliwa zużywanego do tej produkcji. W 2020 r., w stosunku do roku 2019 koszt jednostkowy spadł w przypadku wszystkich stosowanych w ciepłownictwie paliw, za wyjątkiem węgla brunatnego. Najbardziej potaniały oleje opałowe oraz gaz wysokometanowy.

Rys. 1. Koszt jednostkowy paliw zużywanych w źródłach ciepła w latach 2018-2020

Mimo, że rok 2020 był okresem stabilizacji, a nawet niewielkich spadków kosztów paliw zużywanych do produkcji ciepła, to nastąpił wzrost średniej ceny ciepła (o 8,2 proc.) dla jego odbiorców. Stało się tak, ponieważ rośnie udział kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2 w całkowitych kosztach wytwarzania. Istotny wpływ na dynamikę wzrostu średniej ceny wytwarzania ciepła w 2020 r. miał również wzrost cen wynikający z uproszczonego sposobu kalkulacji cen ciepła ze źródeł kogeneracyjnych.

Rys. 2. Średnia cena uprawnień do emisji CO2 w roku 2020 r. liczona dla 60 notowań

Rys. 3. Ceny ciepła wytworzonego z różnych rodzajów paliw w latach 2018-2020 r.

Rys. 4. Sprzedaż ciepła oraz przychody koncesjonowanego sektora ciepłowniczego w latach 2002-2020

Co z rentownością?

W 2020 roku – po raz drugi od 2013 r. – przychody osiągnięte przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze nie umożliwiły pokrycia kosztów prowadzenia działalności związanej z zaopatrzeniem odbiorców w ciepło. Wynik finansowy brutto ukształtował się na poziomie (-) 473 mln zł. Tym samym wskaźnik rentowności przedsiębiorstw ciepłowniczych był również ujemny i wynosił ok. (-) 2,4 proc. (w 2019 r. wynosił (-) 2,9 proc.).

Analizując dane za 2020 rok można zauważyć, że rentowność sprzedaży energii elektrycznej i ciepła była dodatnia, natomiast po uwzględnieniu pozostałej działalności operacyjnej miała wartość ujemną. Przyczyniły się do tego poniesione przez ciepłowników koszty zakupu uprawnień do emisji CO2 – wyniosły one ponad 11 mld zł, przy przychodach z ich sprzedaży na poziomie 50 mld zł, co w konsekwencji dało ujemny wynik na obrocie uprawieniami do emisji.

Rys. 5. Wskaźniki efektywności energetyki cieplnej

– Wysokie ceny CO2 oraz prognozy dalszych ich wzrostów, budzą uzasadnione obawy wszystkich uczestników rynku, ze względu na praktycznie bezpośrednie ich przełożenie na ceny zarówno energii elektrycznej jak i ciepła. Jednocześnie niepodejmowanie niezbędnych inwestycji w redukcję emisji, modernizację, zmianę sposobu wytwarzania w poszczególnych źródłach, może długoterminowo skutkować trwałym wzrostem cen ciepła, a w konsekwencji zmniejszaniem wykorzystania ciepłownictwa sieciowego dla potrzeb zaopatrzenia odbiorców w ciepło – reasumuje wyniki badania Prezes URE.

***

  • Pierwsze badanie sektora ciepłowniczego URE przeprowadził w 2002 roku. Od tego czasu znacznie zmieniła się struktura badanych przedsiębiorstw. Gdy startowaliśmy z monitoringiem, działalność w formie spółek kapitałowych prowadziło niewiele ponad 80 proc. koncesjonowanych firm, natomiast w 2020 r. było ich już 95,5 proc.
  • W 2020 r. badane przedsiębiorstwa ciepłownicze dysponowały sieciami o łącznej długości ponad 22 tys. km.
  • W ostatnich latach obserwowany jest stopniowy wzrost długości sieci ciepłowniczej. W okresie dziewiętnastu lat długość sieci przypadająca na jedno przedsiębiorstwo zwiększyła się ponad dwukrotnie. W 2020 r. na jedno przedsiębiorstwo sieciowe przypadało ponad 60 km sieci (w 2002 r. były to niecałe 24 km, a w 2019 – niespełna 59 km).
  • W 2020 r. wartość mocy cieplnej zainstalowanej wynosiła 53 271,1 MW, a osiągalnej 52 593 MW
    (w 2019 r. wartości te wynosiły odpowiednio: 53 560,9 MW i 52 555 MW).
  • Przedsiębiorstwa wytwarzały ciepło w źródłach, wśród których przeważały źródła małe, tj. takie do 50 MW mocy zainstalowanej (44,6 proc. przedsiębiorstw wytwórczych w 2020 r.). Tylko dziesięć koncesjonowanych przedsiębiorstw dysponowało mocą osiągalną swoich źródeł przekraczającą 1 000 MW każde, a ich łączna moc osiągalna stanowiła ponad 1/3 mocy osiągalnej wszystkich koncesjonowanych źródeł.
  • Dywersyfikacja paliw zużywanych do produkcji ciepła postępuje bardzo powoli. W dalszym ciągu dominują paliwa węglowe, których udział w 2020 r. stanowił niemal 69 proc. paliw zużywanych w źródłach ciepła (w 2019 r. było to 71 proc., w 2018 r. – 72,5 proc., a w 2017 r. – 74 proc.).
  • Od 2002 r. udział paliw węglowych obniżył się o 12,8 punktu procentowego.
  • Jednocześnie wzrasta udział paliw gazowych – o 6,9 punktu procentowego i źródeł OZE – o 7,2 punktu procentowego od 2002 r.
  • W 2020 r. zmalało całkowite zadłużenie i zwiększyła się płynność finansowa przedsiębiorstw sektora.
  • W latach 2002-2020 zanotowano znaczący wzrost wskaźnika reprodukcji majątku trwałego. Wartość ta wzrosła o 37,5 proc., co wskazuje na wysoki stopień inwestowania, przewyższający poziom amortyzacji majątku trwałego.
  • W 2020 r. wytwarzaniem ciepła zajmowało się ponad 90 proc. wszystkich badanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wytworzyły one – łącznie z ciepłem odzyskanym w procesach technologicznych – prawie 394 tys. TJ ciepła, co oznacza spadek produkcji w stosunku do roku poprzedniego o 1,6 proc.
  • W 2020 r. udział ciepła z kogeneracji wynosił 65,2 proc. produkcji ciepła ogółem.
  • W badaniu udział brało 370 przedsiębiorstw wytwarzających ciepło. 128 z nich wytwarza ciepło również w kogeneracji (34,6 proc.).
  • Średnia cena jednoskładnikowa ciepła[2] w 2020 r. ukształtowała się na poziomie 55,95 zł/GJ i była wyższa o 7,7 proc. od ceny z 2019 r. (51,93 zł/GJ), i o 13,1 proc. (49,46 zł/GJ) od ceny z roku 2018.
  • W 2020 r. wolumen sprzedaży ciepła ogółem przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze (łącznie z odsprzedażą innym przedsiębiorstwom) wyniósł ok. 344 tys. TJ i był o 0,3 proc. niższy niż w 2019 r.
  • W 2020 r. średnia cena ciepła[3] sprzedawanego ze wszystkich koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło wyniosła 44,33 zł/GJ, wykazując tym samym wzrost o 8,2 proc. w stosunku do roku 2019 (40,97 zł/GJ), przy czym średnia cena ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło bez kogeneracji wyniosła 51,87 zł/GJ, a średnia cena ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło w kogeneracji wyniosła 41,32 zł/GJ.

[1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z 24 listopada 2010 r. (tzw. dyrektywa IED) w sprawie emisji przemysłowych.

[2] Cena ta uwzględnia wszystkie opłaty związane z ciepłem (stałe, zmienne oraz przesyłowe).

[3] W odróżnieniu od średniej ceny jednoskładnikowej ciepła cena ta uwzględnia wszystkie opłaty związane z ciepłem (stałe, zmienne), ale nie zawiera stawek za usługi przesyłania ciepła.

źródło: www.ure.gov.pl


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

 

Sprawozdanie URE za 2020 – kompendium wiedzy o polskim rynku energii

Informacje i statystyki zawarte w Sprawozdaniu prezentują dane porównawcze z lat poprzednich, co pozwala nie tylko na poznanie „fotografii” z minionego roku, ale też daje szerszy obraz dynamiki zmian zachodzących na rynkach.



Kluczowe w procesie transformacji jest komplementarne spojrzenie na rynki energii, które wymagają zmiany i jednocześnie wspierają zmianę – zaznacza Rafał Gawin, Prezes URE. – W konsekwencji wymaga to dostosowania narzędzi regulacyjnych w wielu obszarach.

Rok 2020 okiem regulatora: taryfy, rekompensaty dla przemysłu energochłonnego, aukcje OZE

W grudniu 2020 roku weszła w życie zmiana rozporządzenia taryfowego[1], która istotnie zmieniła zasady kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną. Rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska wprowadzone zostało nowe narzędzie w kształtowaniu taryf dla przedsiębiorstw infrastrukturalnych ‒ tzw. konto regulacyjne.

– Zaliczkę na to konto uwzględniliśmy po raz pierwszy zatwierdzając dystrybutorom taryfy na 2021 rok. W procesie zatwierdzania taryfy uwzględniliśmy również dodatkowe wynagrodzenia dla tych inwestycji, których realizacja wspiera politykę energetyczną Polski. Dodatkowe środki pozwolą OSD na stabilizację i przewidywalność przychodów, a tym samym zwiększą stabilność prowadzonej działalności – powiedział prezes Urzędu Regulacji Energetyki.

Zadaniem realizowanym po raz pierwszy przez Prezesa URE w 2020 roku było przyznanie rekompensat dla przedsiębiorstw energochłonnych.

– To nowy system wsparcia, dlatego wymagał od nas rozpoznania nowych obszarów związanych z działalnością branż energochłonnych. Celem systemu jest ograniczenie ryzyka relokacji przedsiębiorstw, które mogą rozważać przeniesienie działalności do innego regionu ze względu na wysokie koszty pośrednie, które muszą ponosić w naszym kraju (zjawisko tzw. carbon leakage) – wskazuje Rafał Gawin.

Łączna kwota wsparcia za 2019 rok (przyznanego w 2020 roku) wyniosła ponad 340 mln zł. a z systemu skorzystało 25 przedsiębiorstw.

W 2020 r. Prezes URE przeprowadził osiem aukcji na sprzedaż energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii. Tym co wyróżniało ubiegłoroczne aukcje był fakt, że w koszyku powyżej 1 MW instalacje fotowoltaiczne skutecznie konkurowały z elektrowniami wiatrowymi, czy wręcz skorzystały z efektu luki inwestycyjnej powstałej w wyniku niesprzyjającego otoczenia prawnego w rozwoju nowych projektów wiatrowych (ponad 47 proc. zakontraktowanej mocy w tym koszyku przypadło właśnie na ten rodzaj OZE). Dla porównania, we wszystkich dotychczas przeprowadzanych od 2016 r. aukcjach dla instalacji o mocy powyżej 1 MW, instalacje fotowoltaiczne albo w ogóle nie wygrywały aukcji (jak w 2018 r.) albo ich udział w całości zakontraktowanej mocy był znikomy (62,1 MW w 2019 r. wobec 2 220,6 MW przypadających na farmy wiatrowe, tj 2,79 proc.).

– Doświadczenia aukcji przeprowadzonych w 2020 roku wskazują na dwa trendy. Po pierwsze: istotne spowolnienie w rozwoju nowych projektów wiatrowych, co przypisać należy przede wszystkim ograniczeniom wynikającym z tzw. ustawy odległościowej. Z drugiej strony, malejące koszty instalacji fotowoltaicznych, nowe rozwiązania techniczne, duża liczba potencjalnych lokalizacji oraz w zasadzie nieograniczone możliwości skalowania projektów, będą dynamizować rozwój energetyki słonecznej. W tym kontekście pojawia się uzasadnienie do rewizji koszyków aukcyjnych, w tym promujących rozwiązania bardziej dopasowane do uwarunkowań pracy systemu elektroenergetycznego, jak np. instalacje hybrydowe. Ponadto, parametry sprzedaży energii elektrycznej przyjmowane dla poszczególnych technologii powinny być współmierne do możliwości rynkowych, tj. skali określonego rodzaju projektów – powiedział Rafał Gawin.

Porównanie zakresu cen sprzedaży energii elektrycznej z wygranych ofert w aukcjach dedykowanych elektrowniom słonecznym oraz farmom wiatrowym w latach 2016-2020, przedstawia poniższy rysunek.

Rys. 1 Zakres cen w zł/MWh z wygranych ofert w aukcjach przeznaczonych dla instalacji fotowoltaicznych i farm wiatrowych w latach 2016-2020 (zaokrąglono do 1 zł/MWh)

Silna koncentracja na rynku detalicznym gazu

Na koniec 2020 r. koncesję na obrót paliwami gazowymi posiadało 185 podmiotów (o jeden mniej niż rok wcześniej), natomiast 94 przedsiębiorstwa aktywnie uczestniczyły w obrocie gazem ziemnym. Udział podmiotów z Grupy Kapitałowej PGNiG w sprzedaży gazu do odbiorców końcowych wyniósł 85,63 proc. i wzrósł w stosunku do roku poprzedniego o 2,86 punktu procentowego.

Utrzymujący się od 2017 r. wzrost udziału tej grupy kapitałowej w sprzedaży gazu do odbiorców końcowych wynikał ze spadku przywozu gazu z zagranicy bezpośrednio przez odbiorców końcowych na własne potrzeby, jak również za sprawą przejęcia przez PGNiG Obrót Detaliczny części odbiorców w ramach uruchomienia sprzedaży rezerwowej po zaprzestaniu działalności przez kilka spółek obrotu w latach 2018-2020.

Gaz już nie tylko wysokometanowy i zaazotowany.  Nadchodzą wodór i biogaz.

Transformacja energetyczna znacząco dotyka także sektora gazownictwa. W gospodarkach opartych w dużym stopniu o wysokoemisyjne źródła energii, paliwo gazowe w naturalny sposób staje się paliwem przejściowym na drodze do gospodarki nisko lub zeroemisyjnej. Dlatego rynek gazu w coraz większej mierze będzie odpowiadał na potrzeby sektora elektroenergetyki, a przede wszystkim źródeł wytwarzania energii elektrycznej, zarówno tych systemowych, jak i lokalnych. Gaz ziemny będzie miał coraz większe znaczenie również w sektorze ciepłownictwa. Wszystko to sprawia, że konieczne jest zapewnienie stabilnych warunków inwestowania w infrastrukturę gazową.

Regulacje z sektora elektroenergetyki, takie jak konto regulacyjne, mogą być w ocenie regulatora z powodzeniem stosowane również w sektorze gazownictwa – wskazuje Prezes URE.

Istotnym zagadnieniem, dyskutowanym również na forum unijnym, jest możliwość wykorzystania w przyszłości infrastruktury gazowej do celów przesyłania i dystrybucji wodoru oraz biogazu. Wodór może mieć również duże znaczenie w kontekście wytwarzania energii elektrycznej, w tym jej magazynowania. Zagadnienia te są już obecnie i będą w najbliższej przyszłości omawiane na forum europejskich regulatorów energii.

Ciepłownictwo czarnym koniem transformacji?

Przedsiębiorstwa ciepłownicze są coraz częściej zainteresowane rozszerzeniem swojej działalności. Szukają przede wszystkim możliwości wejścia na nowe, nawet małe rynki lokalne. Działalność niektórych firm ciepłowniczych znacznie wykracza poza pierwotny obszar funkcjonowania i ukierunkowuje się na inne województwa. Jednocześnie ze względu na zmniejszenie zużycia ciepła przez odbiorców indywidualnych, które jest wynikiem m.in. termomodernizacji budynków, firmy ciepłownicze zmuszone są optymalizować swoją działalność i poszukiwać nowych klientów, a także nowych form sprzedaży ciepła (np. dostarczając do odbiorców chłód wytworzony w absorpcyjnych lub adsorpcyjnych agregatach wody lodowej). Nowe obszary działalności będą się kształtować w związku z transformacją energetyczną, której kierunki zostały nakreślone w dokumentach wspólnotowych oraz Polityce energetycznej Polski do 2040 r.

Transformacja energetyczna, w tym dotycząca ciepłownictwa, ma na celu nie tylko ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, poprawę bezpieczeństwa energetycznego, konkurencyjności i efektywności energetycznej gospodarki, ale również poprawę warunków życia obywateli UE. Realizacja tych celów ma nastąpić w szczególności poprzez: rozwój kogeneracji, zwiększenie wykorzystania źródeł OZE. Jak szacuje organizacja przedsiębiorstw ciepłowniczych, sprostanie wyzwaniom prowadzonej przez UE polityki dekarbonizacji, będzie wymagało poniesienia w okresie najbliższych 10 lat nakładów inwestycyjnych na przedsięwzięcia z zakresu transformacji energetycznej rzędu 53-101 mld zł, zatem zakładając równomierne rozłożenie tych nakładów na 10 lat, na wszystkie przedsiębiorstwa koncesjonowane zajmujące się dostarczaniem ciepła do odbiorców, nakłady inwestycyjne tych przedsiębiorstw musiałyby łącznie wzrosnąć corocznie od 5,3 mld zł do 10,1 mld zł (dodatkowo, poza nakładami już ponoszonymi lub przewidzianymi już do poniesienia) i stanowić dodatkowo od 35 do 67 proc. łącznych rocznych przychodów z działalności ciepłowniczej (bez obrotu).

Mając na uwadze powyżej wskazane uwarunkowania oraz dynamicznie zmieniające się warunki prowadzania działalności ciepłowniczej, w maju 2020 r. Prezes URE powołał Zespół ds. Ciepłownictwa. Zespół ten przeprowadził szereg analiz związanych z rynkiem ciepłowniczym, w tym m.in. analizę dostosowania źródeł przedsiębiorstw ciepłowniczych do dyrektywy IED. Zespół rozpoczął również prace zmierzające do wypracowania nowego modelu regulacji przedsiębiorstw ciepłowniczych, uwzględniającego konieczność zapewnienia środków na realizację potrzebnych inwestycji w transformację energetyczną. Holistyczne podejście do tego zagadnienia pozwoli na zachowanie równowagi pomiędzy interesami przedsiębiorstw energetycznych a słusznym interesem odbiorców ciepła zapewniając jednocześnie realizację zadań inwestycyjnych zmierzających do transformacji energetycznej.

Rozstrzyganie sporów i działania na rzecz konsumentów

– Tylko odpowiednio poinformowany, świadomy swoich praw i obowiązków odbiorca może w pełni i bezpiecznie korzystać z oferty rynkowej oraz skutecznie dbać o własne interesy. Ma to szczególne znaczenie w dobie przemian jakim podlega sektor energii w związku z transformacją klimatyczno-energetyczną – wskazuje Rafał Gawin.

Prezes URE rozstrzyga w sprawach spornych dotyczących odmowy zawarcia umowy o przyłączenie do sieci m.in. w przypadku nieuzasadnionego wstrzymania dostarczania gazu lub energii, odmowy przyłączenia w pierwszej kolejności instalacji OZE, a także odmowy przyłączenia mikroinstalacji. W 2020 r. Urząd rozpatrzył 312 takich spornych spraw (wzrost o 11 proc. w stosunku do 2019 r.), z czego najwięcej, bo 232 dotyczyło gazu, 69 – energii, a tylko 11 – ciepła. Dominowały wnioski dotyczące odmów przyłączenia do sieci gazowej oraz nieuzasadnionego wstrzymania dostaw energii elektrycznej.

Ponadto do Urzędu wpływały skargi dotyczące utrudnień związanych ze sprzedażą nadwyżek wytwarzanej energii elektrycznej w mikroinstalacjach OZE oraz skargi mieszkańców budynków wielolokalowych związane z rozliczeniem za dostarczone ciepło, dokonywanym przez zarządców lub właścicieli tych budynków. Dominowały jednak skargi dotyczące rynku energii elektrycznej, które stanowiły ponad 86 proc. ogółu.

Promować efekty, a nie same inwestycje

– Coraz bardziej dynamiczne zmiany, jakim podlega rynek energii, niosą nowe wyzwania dla wszystkich uczestników rynku, w tym również dla organów regulacyjnych – powiedział Rafał Gawin. – Polityka regulacyjna wymaga dostosowania szczególnie w obszarze inwestycyjnym i na ten obszar powinien być położony główny nacisk. Skupiamy się zatem na poprawie warunków do inwestowania przez przedsiębiorstwa energetyczne oraz na promowaniu określonych efektów wynikających z inwestycji, a nie tylko na samym procesie inwestowania – zaznacza regulator.

Oznacza to wprowadzenie do polityki regulacyjnej wymiaru jakościowego, jak również ukierunkowanie inwestycji w taki sposób, aby w jak największym stopniu realizowały strategiczne cele określone dla sektora energetyki. Większe ukierunkowanie na efekty działań inwestycyjnych przyczyni się z jednej strony do poprawy elastyczności przedsiębiorstw energetycznych w dynamicznie zmieniającym się otoczeniu gospodarczym i regulacyjnym, a z drugiej strony powinno zapewnić efekt koordynacji tych działań w sektorach elektroenergetyki, gazownictwa i ciepłownictwa.

Konsolidacja sektora i mniejszy poziom transparentności musi iść w parze ze wzmocnieniem narzędzi kontroli rynku

Istotnym obszarem działalności Urzędu jest monitorowanie i kontrola funkcjonowania rynków. Ze szczególną uwagą monitorujemy hurtowe rynki energii elektrycznej i gazu oraz zachowania uczestników na tych rynkach pod kątem wystąpienia zjawisk, które mogłyby wyczerpywać znamiona manipulacji lub próby manipulacji, a także niezgodnego z prawem wykorzystywania informacji wewnętrznych. Realizacja zadań organu regulacyjnego z obszaru REMIT nabiera jeszcze bardziej istotnego znaczenia w świetle postępującej konsolidacji sektora energetyki, jak również proponowanych zmian w sposobie funkcjonowania rynków, zmniejszających poziom ich transparentności, a w konsekwencji ograniczających mechanizmy samoregulacji w zakresie kontroli zachowań uczestników rynku. Wraz z tego typu zmianami powinny być wzmacniane narzędzia kontroli rynku, w tym zapewnienie odpowiednich zasobów organu regulacyjnego do efektywnej i skutecznej realizacji zadań z obszaru REMIT.

Te i wiele innych informacji dotyczących polskiej energetyki w 2020 roku znajdziecie Państwo w Sprawozdaniu Prezesa URE do pobrania pod linkiem: Sprawozdanie_2020

 [1] Rozporządzenie Ministra Klimatu I Środowiska z dnia 13 listopada 2020 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz.U. 2020, poz. 2053).
Źródło: www.ure.gov.pl

 


 

 

 


Prezes Urzędu Regulacji Energetyki Patronem Honorowym Forum

Mamy zaszczyt poinformować, iż Pan Rafał Gawin – Prezes Urzędu Regulacji Energetyki docenił organizację i wagę poruszanych tematów naszego jesiennego Forum Biomasy powermeetings.eu i objął je swym Patronatem Honorowym.

 

W tym roku wyjątkowo X jubileuszowa edycja jesiennego 🔝Forum Technologii w Ciepłownictwie i energetyce – Spalanie Biomasy odbędzie się 𝐨𝐧𝐥𝐢𝐧𝐞 🔜 𝟏𝟎.𝟏𝟐.𝟐𝟎𝟐𝟎 

 

Już od 10 lat nasze Forum to najważniejsze i największe jesienne spotkanie
branży ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy na cele energetyczne🔝

 

Chcesz do nas dołączyć❓ Pamiętaj❗

Cena udziału w Forum wzrasta po 30.11.2020 – zatem nie zwlekamy i rejestrujemy się jeszcze dziś👍

Link do www Forum: https://powermeetings.eu/forum-technologi-w-cieplownictwie-energetyce-spalanie-biomasy/

Do zobaczenia 🙋‍♀️


    

 

URE przygotował wytyczne dla przedsiębiorców wnioskujących o zatwierdzenie taryfy dla ciepła

Wychodząc naprzeciw potrzebom sektora ciepłowniczego, URE przygotował i udostępnia „Wytyczne Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki dla przedsiębiorców wnioskujących o zatwierdzenie taryfy dla ciepła”.

– Mając na uwadze wielokrotnie sygnalizowane przez przedstawicieli sektora potrzeby, polegające na przybliżeniu oczekiwań regulatora związanych z postępowaniami w sprawie taryf, podjąłem decyzję o przygotowaniu przez Urząd wytycznych dla przedsiębiorców wnioskujących o zatwierdzenie taryfy dla ciepła – mówi Rafał Gawin, Prezes Urzędu.

Dokument kierowany jest do przedsiębiorstw energetycznych posiadających koncesje na wytwarzanie, przesyłanie i dystrybucję oraz obrót ciepłem i zawiera praktyczne wskazówki przydatne przy przygotowywaniu wniosku o zatwierdzenie taryfy dla ciepła. Wytyczne określają, jakie dane ilościowe i jakościowe oraz jakie dokumenty zobowiązani są dostarczyć przedsiębiorcy w postępowaniach taryfowych. Zostały one przygotowane przez praktyków URE i mają na celu usprawnienie i wprowadzenie jednolitego standardu prezentowania danych we wnioskach. Dzięki temu analiza informacji przedstawionych przez wnioskodawców może przebiegać sprawniej.

– Tylko w 2019 roku regulator prowadził ponad 440 postępowań administracyjnych dotyczących taryf dla przedsiębiorstw ciepłowniczych. Dlatego ujednolicenie procedur i wdrożenie wytycznych będzie miało kluczowy wpływ na efektywność i optymalizację procesu taryfowego – zwraca uwagę Prezes URE.

Do pobrania treść:

Wytyczne Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki dla przedsiębiorców wnioskujących o zatwierdzenie taryfy dla ciepła

Wytyczne_cieplo

Tabele_do_wytycznych

Oswiadczenie_kwalifikacje  

Oswiadczenie_standardy_i_parametry 

Oswiadczenie_taryfa

Oswiadczenie_zapasy_paliw_docx  

źródło: www.ure.gov.pl


powermeetings.eu chętnie zorganizuje szkolenie zamknięte – odpowiednio dostosowane do potrzeb Państwa przedsiębiorstwa w temacie opracowywania taryf dla ciepła w praktyce – po szczegóły zapraszamy do kontaktu: +48 22 740 67 80 lub Jolanta.Szczepaniak@powermeetings.eu

 

Najnowszy raport URE Energetyka cieplna w liczbach – 2019

Ciepłownictwo 2019 – wyzwania i najważniejsze kierunki zmian

Najnowszy raport URE Energetyka_cieplna_w_liczbach_2019 przedstawia obraz rynku na podstawie danych zebranych od ponad 400 koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wyniki badań regulatora pozwalają ocenić stan sektora oraz najważniejsze kierunki zmian zachodzących w polskim ciepłownictwie.

„Polskie ciepłownictwo czeka trudny proces transformacji. Jest on wymuszony zaostrzającymi się wymogami środowiskowymi oraz rosnącym kosztem zakupu uprawnień do emisji CO2. Będzie to proces nie tylko długotrwały, ale również kosztochłonny. Jednak sektor musi się zmienić, jeżeli chce sprostać nadchodzącym wyzwaniom i jednocześnie nie stracić szansy na uzyskanie wsparcia finansowego Unii Europejskiej w tym procesie” – ocenia Rafał Gawin, Prezes URE. – „Urząd Regulacji Energetyki jest jednym z głównych podmiotów zaangażowanych w analizowanie i regulowanie tego sektora. Dysponujemy zatem doświadczeniem i wiedzą niezbędnymi do tego, by być partnerem w rozmowach zarówno z branżą jak i ustawodawcą na temat pożądanego i optymalnego kierunku zmian” – dodaje.

Jaka jest kondycja branży?

W ostatnich latach systematycznie spada sprzedaż ciepła. Mimo to, wyłącznie w 2018 r. zanotowano spadek przychodów sektora ciepłowniczego (o 3 proc.), w 2019 r. przychody te ponownie wzrosły o 1,2 proc. Natomiast rok 2019 był kolejnym, w którym rosły koszty sektora – po dwuprocentowym wzroście w 2018 r., w 2019 r. koszty wzrosły o dalsze 6,2 proc. Do wzrostu kosztów działalności przedsiębiorstw ciepłowniczych w ubiegłym roku przyczynił się niewątpliwie wzrost kosztów: uprawnień do emisji CO2, zakupu energii elektrycznej, paliwa technologicznego, a także usług obcych.

Po raz pierwszy od 2013 r. przychody osiągnięte przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze nie umożliwiły pokrycia kosztów prowadzenia działalności związanej z zaopatrzeniem odbiorców w ciepło. Obniżenie wyniku finansowego wiąże się również z obniżeniem rentowności przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wskaźnik rentowności w 2019 r. osiągnął wartość ujemną – prawie (-) 3 proc. i obniżył się w stosunku do roku poprzedniego o 4,8 punktu procentowego – głównie w przedsiębiorstwach posiadających źródła ciepła, w których ciepło wytwarzane jest w kogeneracji z energią elektryczną (obniżenie o 8,34 punktu procentowego w stosunku do 2018 r.).

W przypadku przedsiębiorstw produkujących ciepło w kogeneracji z produkcją energii elektrycznej, przedstawienie wyników finansowych tylko w zakresie działalności ciepłowniczej jest trudne, bowiem niemożliwe jest jednoznaczne rozdzielenie kosztów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła według miejsca powstania, a co za tym idzie – określenie efektywności wyłącznie dotyczącej wytwarzania ciepła. Na podstawie danych ze sprawozdań Ministerstwa Aktywów Państwowych wyraźnie jednak widać, że przedsiębiorstwa te odnotowały w 2019 r. wysoki poziom wskaźnika rentowności sprzedaży energii elektrycznej i ciepła łącznie. Dopiero pozostała działalność operacyjna przyniosła stratę. Do sytuacji tej przyczyniły się ponownie koszty zakupu uprawnień do emisji CO2.

Rentowność i koszty uprawnień do emisji CO2

Minione dwa lata przyniosły znaczący wzrost cen uprawnień do emisji CO2. Koszty ich zakupu znalazły odzwierciedlenie w wynikach finansowych przedsiębiorstw ciepłowniczych, w szczególności w tych przedstawianych przez przedsiębiorstwa posiadające źródła, w których ciepło wytwarzane jest w jednostkach kogeneracji. Jednak w przypadku przedsiębiorstw posiadających takie jednostki, na wyniki finansowe związane z działalnością ciepłowniczą wpływ mają stosowane metody podziału kosztów. W zależności od przyjętej metody, koszty mogą w różnym stopniu obciążać poszczególne działalności, a tym samym wpływać na wysokość wykazywanych wyników finansowych ze sprzedaży ciepła i sprzedaży energii elektrycznej. Efektywność przedsiębiorstw produkujących ciepło i energię elektryczną w skojarzeniu można zatem oceniać wyłącznie w oparciu o dane dotyczące całej działalności danego przedsiębiorstwa. Bierzemy więc pod uwagę rentowność, jaką uzyskują one ze sprzedaży ciepła i sprzedaży energii elektrycznej łącznie.

Ponieważ obszar ten jest bardzo złożony i ma duże znaczenie dla pełnej i spójnej oceny ekonomicznej przedsiębiorstw produkujących ciepło i energię elektryczną w skojarzeniu, Prezes URE prowadzi osobny, dedykowany temu obszarowi monitoring przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wyniki tych badań poznamy jeszcze w tym roku.

Wyzwania środowiskowe a inwestycje

Chcąc zdiagnozować zaawansowanie procesu dostosowywania źródeł ciepłowniczych do dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych[1] oraz związane z tym potrzeby inwestycyjne przedsiębiorstw ciepłowniczych, w pierwszym kwartale 2020 roku Urząd przeprowadził monitoring rynku ciepłowniczego pod tym kątem. Badanie objęło prawie 90 przedsiębiorstw. Ze wstępnej analizy informacji przedstawionych przez ciepłownie wynika, że 97 proc. przedsiębiorstw zobowiązanych do dostosowania swoich źródeł do tzw. dyrektywy IED rozpoczęło już inwestycje. Wysokość planowanych do poniesienia nakładów przez przedsiębiorstwa ciepłownicze na realizację tego celu, w latach 2020 – 2029, została określona na około 5,4 mld zł. Rezultaty tego monitoringu poznamy w najbliższych tygodniach.

***

Od 2002 r. – tj. od czasu pierwszego badania ciepłownictwa przeprowadzonego przez URE – liczba koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych zmniejszyła się o ponad połowę.

Znacząco spadł poziom emisji szkodliwych substancji do atmosfery, głównie pyłów, dwutlenku siarki oraz tlenków azotu; emisja CO2 obniżyła się o ok. 20 proc.

Całkowita wielkość mocy cieplnej zainstalowanej u koncesjonowanych wytwórców ciepła zmniejszyła się od 2002 r. o 24,5 proc.. W 2019 r. wielkość mocy cieplnej zainstalowanej wynosiła 53,5 GW , a osiągalnej 52,5 GW.

W latach 2002-2019 koncesjonowane ciepłownictwo zredukowało zatrudnienie o ponad połowę, stając się tym samym bardziej efektywnym ekonomicznie organizmem oraz dając świadectwo udanej możliwości zastąpienia monopolu regulacją.

Udział ciepła z kogeneracji w 2019 r. wyniósł 65 proc. produkcji ciepła ogółem i wzrósł o 1,5 punktu procentowego w stosunku do 2018 r. Nieznacznie zwiększył się również udział przedsiębiorstw wytwarzających ciepło w kogeneracji – spośród 375 wytwórców ciepła biorących udział w badaniu w 2019r., 33 proc. wytwarzało ciepło w kogeneracji (w 2018 roku było to 32 proc.; w 2015 – 25 proc.).

Następuje dywersyfikacja paliw zużywanych do produkcji ciepła. Dominują nadal paliwa węglowe, których udział w 2019 r. stanowił 71 proc. paliw zużywanych w źródłach ciepła (w 2018 r. było 72,5 proc, a w 2017 r. – 74 proc.) Od 2002 r. udział paliw węglowych obniżył się o 10,7 punktu procentowego. W tym czasie wzrósł udział paliw gazowych – o 5,8 punktu procentowego oraz źródeł OZE – o 6,6 punktu procentowego.
W 2019 r. wolumen sprzedaży ciepła przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze (łącznie z odsprzedażą innym przedsiębiorstwom) wyniósł prawie 345 tys. TJ i był o prawie 4 proc. niższy niż w 2018 r. (358 tys.TJ).
W 2019 r. średnia cena ciepła sprzedawanego ze źródeł wytwórczych wyniosła 40,97 zł/GJ i wzrosła o 5,8 proc. w stosunku do ceny w 2018 r. (38,72 zł/GJ).
Ceny ciepła ze źródeł wytwarzających ciepło w kogeneracji były zdecydowanie niższe niż ceny ciepła ze źródeł pozostałych – o 21,9 proc. Spowodowane to jest przede wszystkim bardziej efektywnym kosztowo sposobem wytwarzania ciepła (i energii elektrycznej) w kogeneracji, wielkością rynków, na potrzeby których wytwarzane jest ciepło w tej technologii (największe rynki w Polsce, w tym m.in. Warszawa, Poznań, Kraków, Wrocław, Łódź, Trójmiasto).
Stawka opłaty za usługi przesyłowe w 2019 r. wzrosła o 3,5 proc. (w stosunku do 2018 r.) i wyniosła 18,33 zł/GJ.

W ostatnich latach wzrósł poziom inwestycji w majątek ciepłowniczy. W 2019 r. wysokość nakładów wyniosła prawie 3,5 mld zł i wzrosła o 18 proc. w stosunku do 2018 r. Ponad połowę nakładów – prawie 59 proc. – przedsiębiorcy przeznaczyli na inwestycje w majątek wytwórczy. Przy czym w 2019 r. udział środków własnych w finansowaniu poniesionych nakładów wyniósł blisko 80 proc.

 

Pobierz raport: Energetyka_cieplna_w_liczbach_2019

 

źródło: www.ure.gov.pl

 


[1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola.

Co z opłatą mocową?

Kilku posłów skierowało do premiera interpelację w sprawie opłaty mocowej, która ma obowiązywać od początku października br. W interpelacji, na którą odpowiedział prezes URE padają między innymi pytania o wysokość opłaty mocowej na 2021 r.



Posłowie przypominają, że zgodnie ustawą o rynku mocy prezes Urzędu Regulacji Energetyki ma opublikować w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki do dnia 30 września każdego roku stawki opłaty mocowej na kolejny rok oraz wybrane godziny doby przypadające na godziny szczytowego zapotrzebowania na moc w systemie, wyznaczone odrębnie dla kwartałów roku dostaw – na potrzeby obliczania opłaty mocowej należnej od odbiorców.

Jednocześnie autorzy interpelacji podkreślają, że wyznaczony w ustawie termin publikacji tych informacji jest zdecydowanie zbyt późny i w ich ocenie odbiorcy energii, w szczególności odbiorcy przemysłowi, powinni mieć możliwość uzyskania takich informacji wcześniej, aby mogli przygotować się na wzrost kosztów i przyjąć je w swoich planach budżetowych.

Według posłów po ostatnich aukcjach rynku mocy prezesa Urzędu Regulacji Energetyki powinien już posiadać wszelkie informacje, w tym finansowe, pozwalające wyliczyć projektowaną wielkość opłaty mocowej oraz wskazać wybrane godziny doby.

Posłowie przypominają jednocześnie, że opłata mocowa ma być wprowadzona 1 października 2020 r. i w związku z koniecznością odpowiedniego przygotowania się polskiego przemysłu do zwiększonych kosztów energii elektrycznej kierują do Premiera pytania o przewidywaną wysokość opłaty mocowej na 2021 r. oraz o godziny doby przypadające na godziny szczytowego zapotrzebowania na moc w systemie.

Na pytania posłów z upoważnienia premiera odpowiedział Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Szef URE przyznaje, że odpowiada za publikacje informacji, o które pytaj posłowie, ale zwraca jednocześnie uwagę, że przepisy ustawy o rynku mocy stanowią, że sposób wyznaczania godzin doby przypadających na szczytowe zapotrzebowanie na moc w systemie na potrzeby obliczania opłaty mocowej określa w drodze rozporządzenie minister właściwy do spraw energii. Regulator podkreśla przy tym, że w lutym 2019 r. zwrócił się do ministra właściwego ds. energii z zapytaniem o stan prac na tym rozporządzeniem, ale nie otrzymał żadnej odpowiedzi i ponownie w maju br. zwrócił się do ministra w tej sprawie.

Jak tłumaczy prezes URE, wobec braku rozporządzenia nie miał on dotychczas możliwości wyznaczenia godzin doby przypadających na szczytowe zapotrzebowanie na moc, a tym samym nie mógł dokonać kalkulacji stawek opłaty mocowej na 2021 r.

Regulator zwraca też uwagę na toczące się obecnie prace nad przygotowaniem projektu nowelizacji ustawy o rynku mocy. Prezes URE informuje, że w ramach tych prac ministerstwo zaproponowało zmodyfikowanie sposobu kalkulacji stawek opłaty mocowej dla odbiorców z grupy taryfowej C. Propozycja zmian to efekt zgłaszanego przez operatorów systemów dystrybucyjnych problemu z odpowiednim opomiarowaniem (brak liczników z możliwością godzinowej rejestracji poboru energii), co w praktyce uniemożliwia im przekazanie prezesowi URE danych niezbędnych do kalkulacji stawek opłaty mocowej wg zasad obecnie obowiązujących. Jednocześnie projekt ten zakłada, że to prezes URE ustali sposób wyznaczania wybranych godzin doby przypadających na szczytowe zapotrzebowanie na moc.

Interpelacja w sprawie planowanej od dnia 1 października 2020 r. tzw. opłaty mocowej
źródło: www.cire.pl

Kontakt

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

Al. Jerozolimskie 27
00-508 Warszawa

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

NIP: 952-139-65-83
REGON: 363385059

Renata.Kaluzna@powermeetings.eu

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