URE: Spada moc dyspozycyjna w krajowym systemie elektroenergetycznym

Prezes URE przeanalizował plany inwestycyjne wytwórców energii elektrycznej do 2036 roku.

W perspektywie najbliższych piętnastu lat prognozowany jest realny spadek mocy dyspozycyjnych w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE) – takie wnioski płyną z analizy danych zebranych od 69 wytwórców energii, którzy mieli obowiązek[1] przedłożenia regulatorowi planów inwestycji w nowe moce wytwórcze na lata 2022-2036.

Konieczne nowe rozwiązania

Przenalizowane przez URE dane pokazują, że pomimo stałego wzrostu mocy zainstalowanej w systemie – za sprawą coraz bardziej dynamicznego rozwoju odnawialnych źródeł energii – spada moc dyspozycyjna.

– Oznacza to konieczność wprowadzania nowych rozwiązań rynkowych, które zabezpieczą stabilność pracy krajowego systemu elektroenergetycznego, takich jak usługi elastyczności i zarządzania popytem, ale również utrzymania istniejących mechanizmów mocowych – zauważa Rafał Gawin, prezes URE.

Choć badaniu poddano tylko część działających w Polsce koncesjonowanych wytwórców energii (tj. wytwórców posiadających jednostki o mocy od 50 MW), to wnioski z raportu potwierdzają obserwowane przez regulatora trendy w sektorze energetycznym i tym samym dają podstawę do wyciągnięcia miarodajnych wniosków i oceny całego sektora oraz stojących przed nim wyzwań.

22 GW mocy z gazu, morskich farm wiatrowych i fotowoltaiki

Do 2036 r. badane przedsiębiorstwa energetyczne planują oddać do eksploatacji łącznie ponad 22 GW nowych mocy wytwórczych. Największe inwestycje planowane są w jednostki wytwórcze oparte o: gaz ziemny (9,8 GW), morskie farmy wiatrowe (5,2 GW) oraz PV (5,7 GW). Dyspozycyjność części nowych mocy będzie więc zależna od warunków atmosferycznych i jednocześnie istotnie niższa niż dyspozycyjność wycofywanych z systemu jednostek konwencjonalnych opartych na węglu.

Jednocześnie w tym samym okresie  badani wytwórcy planują wycofać z eksploatacji jednostki o mocy ok. 20 GW. Z systemu zostaną wycofane głównie jednostki wytwórcze wykorzystujące węgiel kamienny i węgiel brunatny. Jako główną przyczynę wycofania technologii węglowych wskazywano brak efektywności ekonomicznej i zużycie technologiczne. Przedsiębiorcy zadeklarowali również wycofanie nieznacznej ilości mocy pochodzących z farm wiatrowych na lądzie, biomasy oraz gazu.

Podsumowując zmiany w strukturze technologii paliwowych: pomiędzy 2022 a 2036 rokiem najbardziej zmniejszy się udział jednostek wytwórczych wykorzystujących węgiel kamienny (z ok. 21 GW do ok. 11 GW), natomiast największy przyrost odnotują jednostki gazowe (z ok. 3,3 GW do ok 13 GW).

Rys. 1. Plany inwestycyjne wytwórców na lata 2022-2036: bilans mocy wytwórczych (nowe moce osiągalne (+) modernizacje (-) wycofania)[2].

Źródło: URE na podstawie danych ankietowych.

Z analizy zebranych danych wynika, że w wyniku działań podejmowanych przez badanych wytwórców nastąpi niewielki wzrost mocy osiągalnych[3] z poziomu 39,6 GW w 2021 roku do 41 GW w roku 2036. Obserwowany ubytek mocy osiągalnej w bilansie mocy w latach 2023-2025 i następnie 2031-2036 wynika z licznych planowanych wycofań jednostek wytwórczych wykorzystujących węgiel kamienny i brunatny.

Wzrasta moc osiągalna, spada moc dyspozycyjna[4]

Aby rzetelnie ocenić rzeczywisty bilans mocy wytwórczych, wynikających z działań podejmowanych przez badanych wytwórców, należy zastosować tzw. korekcyjne współczynniki dyspozycyjności[5] (KWD), które wskazują dyspozycyjność źródeł w zależności od zastosowanej technologii paliwowej. W omawianej analizie współczynniki te dla źródeł wiatrowych i wykorzystujących energię słońca skorygowano dodatkowo[6] do poziomu rzeczywistej dyspozycyjności dla operatora systemu przesyłowego w 2021 roku.

Zastosowanie tych współczynników powoduje, że z planowanych nominalnie dodatkowych 22 GW mocy otrzymujemy ok. 12,6 GW mocy dyspozycyjnych. Wycofanie stabilnych jednostek wytwórczych (o wysokim współczynniku KWDe) spowoduje zatem znaczący spadek mocy wytwórczych pozostających do dyspozycji odpowiedzialnego za bilansowanie i bezpieczeństwo pracy KSE operatora systemu przesyłowego.

Rys. 2. Plany inwestycyjne wytwórców na lata 2022-2036: bilans mocy wytwórczych przy zastosowaniu KWDe

 Źródło: URE na podstawie danych ankietowych.

Co z finansowaniem inwestycji?

– Jak wynika z naszego badania, wytwórcy mają zaplanowane środki finansowe na zaledwie połowę inwestycji, które zamierzają realizować w najbliższych dwóch latach (2024-2026). Co więcej, praktycznie wszystkie projekty planowane do realizacji po 2027 roku nie mają dotychczas zapewnionego finansowania, co stawia pod dużym znakiem zapytania ich skuteczną realizację. Trzeba zatem mieć na uwadze, że planowane inwestycje są obecnie w zdecydowanej większości deklaracjami podmiotów, niż realnymi, zaawansowanymi projektami o uzgodnionym sposobie finansowania – zwraca uwagę Rafał Gawin, Prezes URE.

źródło: www.ure.gov.pl


[1] Na podstawie art. 16 ust. 20 i 21 ustawy – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2022 r. poz. 1385 ze zm.), obowiązek taki mają przedsiębiorstwa zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w źródłach o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 50 MW.
[2] Przy założeniu utrzymania dotychczasowych zasad wsparcia w ramach rynku mocy (dla źródeł węglowych do 2025 r.) oraz obecny stan prawny polityki energetycznej UE.
[3] Moc osiągalna – największa moc trwała jednostki wytwórczej lub wytwórcy, utrzymywana przez wytwórcę cieplnego w sposób ciągły w ciągu przynajmniej 15 godzin oraz przez wytwórcę wodnego w sposób ciągły w ciągu przynajmniej 5 godzin, przy znamionowych warunkach pracy, potwierdzona testami.
[4] Jest to moc osiągalna pomniejszona o ubytki na remonty planowe, ubytki okresowe, eksploatacyjne i losowe.
[5] Korekcyjny Współczynnik Dyspozycyjności (KWD) dla poszczególnych technologii paliwowych został określony w rozporządzeniu Ministra Klimatu z dnia 10 sierpnia 2022 r. w sprawie parametrów aukcji głównej dla roku dostaw 2027 oraz parametrów aukcji dodatkowych dla roku dostaw 2024.
[6] Na podstawie danych rzeczywistych z raportów PSE. Tak powstały współczynnik to Ekspercki Korekcyjny Współczynnik Dyspozycyjności – KWDe.


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

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 21 i 22 marca 2024 w Krakowie podczas
XIII edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy 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 21 i 22 marca 2024 w Kraków podczas
XIII edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy 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!

Od nowego roku ruszają tzw. programy dofinansowań w ramach realizacji obowiązku uzyskania oszczędności energii

Od 1 stycznia 2022 roku uruchomione zostaną tzw. programy bezzwrotnych dofinansowań w ramach realizacji obowiązku uzyskania oszczędności energii (systemów świadectw efektywności energetycznej) przez podmioty zobowiązane. Będzie to możliwe dzięki opublikowanemu 29 listopada 2021 r. rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie wartości referencyjnych oszczędności energii finalnej dla przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej oraz w sprawie sposobu obliczania tych wartości.



Programy dofinansowań zostały wprowadzone w znowelizowanej w 2021 roku ustawa o efektywności energetycznej jako alternatywa dla podmiotów zobowiązanych w zakresie rozliczania obowiązku oszczędności energii, o którym mowa w art. 10 ust 1 ustawy.

Zgodnie z art. 15a ustawy podmioty zobowiązane lub podmioty przez nie upoważnione mogą realizować programy bezzwrotnych dofinansowań, w celu współfinansowania przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej u odbiorcy końcowego (np. gospodarstwa domowe, MŚP), polegające na:

  • wymianie urządzeń lub instalacji służących do celów ogrzewania lub przygotowania ciepłej wody użytkowej na urządzenia lub instalacje charakteryzujące się wyższą klasą efektywności energetycznej,
  • przyłączeniu do sieci ciepłowniczej.

Założeniem programu jest przyspieszenie procesu modernizacji indywidualnych źródeł ciepła, w celu przeciwdziałania zanieczyszczeniu powietrza w Polsce.  Należy to uznać za istotne wsparcie dla programu „Czyste Powietrze” i działań mających na celu poprawę jakości powietrza w kraju. Ponadto programy dofinansowań pozwolą także na odblokowanie inwestycji proefektywnościowych u małych odbiorców końcowych, tj. w gospodarstwach domowych przez spółki działające na rynku energii.

Jeżeli podmiot zobowiązany chciałby rozpocząć realizację programu dofinansowań w 2022 roku, sporządza  regulamin programu dofinansowań i przekazuje  jego kopię do Prezesa URE najpóźniej do 15 grudnia 2021 roku.

Regulamin zawiera co najmniej:

1)  postanowienia określające grupę odbiorców końcowych;

2)  rodzaje przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej;

3)  warunki i sposób skorzystania z dofinansowań;

4)  ilość energii planowanej do zaoszczędzenia przez odbiorców końcowych korzystających z programu dofinansowania dla danych przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej;

5)  okres obowiązywania programu dofinansowania i warunki jego zakończenia;

6)  wzór umowy z odbiorcą końcowym.


Programy bezzwrotnych dofinansowań

Informacja na temat programów bezzwrotnych dofinansowań w ramach realizacji obowiązku uzyskania oszczędności energii (systemów świadectw efektywności energetycznej) przez podmioty zobowiązane

29 listopada br. zostało opublikowane rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 22 listopada 2021 r. w sprawie wartości referencyjnych oszczędności energii finalnej dla przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej oraz w sprawie sposobu obliczania tych wartości (Dz.U. z 2021 r., poz. 2172). Wejście w życie rozporządzenia pozwoli na realizację  tzw. programów bezzwrotnych dofinansowań od 1 stycznia 2022 roku.

Programy powinny przyczynić się do przyspieszenia procesu modernizacji indywidualnych źródeł ciepła, będących jedną z głównych przyczyn szkodliwego zanieczyszczenia powietrza w Polsce.  Należy to uznać za istotne wsparcie dla programu „Czyste Powietrze” i działań mających na celu poprawę jakości powietrza w kraju.

Zgodnie z ustawą jeżeli podmiot zobowiązany chciałby rozpocząć realizację programu dofinansowań w 2022 r.jest obowiązany sporządzić regulamin programu dofinansowań i przekazać jego kopię do Prezesa URE najpóźniej do 15 grudnia 2021 roku.

Zgodnie z ustawą o efektywności energetycznej wymianie mogą podlegać urządzenia grzewcze charakteryzujące się wyższą klasą efektywności energetycznej, o której mowa w aktach delegowanych w rozumieniu art. 2 ust. 1 ustawy z dnia 14 września 2012 r. o etykietowaniu energetycznym produktów związanych z energią (Dz. U. z 2020 r. poz. 378), z zastrzeżeniem art. 7 ust. 2 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2017/1369 z dnia 4 lipca 2017 r. ustanawiającego ramy etykietowania energetycznego i uchylającego dyrektywę 2010/30/UE (Dz. Urz. UE L 198 z 28.07.2017, str. 1).

Zgodnie z powyższym zaleceniem programy dofinansowań obejmują jedynie te przedsięwzięcia, które polegają na montażu urządzeń lub instalacji, służących do celów ogrzewania lub przygotowania ciepłej wody użytkowej, należących do najwyższych dwu istotnie licznych klas efektywności energetycznej lub klas wyższych.

Poniżej w tabeli została określona minimalna klasa efektywności energetycznej dla urządzeń grzewczych, wymienionych w rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 22 listopada 2021 r. w sprawie wartości referencyjnych oszczędności energii finalnej dla przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej oraz w sprawie sposobu obliczania tych wartościktóre mogą zostać objęte programem bezzwrotnych dofinansowań.  

Lp. Rodzaj montowanego źródła ciepła Minimalna klasa efektywności energetycznej
1. Kocioł niskotemperaturowy na paliwo gazowe lub ciekłe klasa minimum A
2. Kocioł niskotemperaturowy na biomasę  klasa minimum A+
3. Kocioł kondensacyjny opalany gazem ziemnym lub olejem opałowym lekkim klasa minimum A
4. Elektryczny podgrzewacz przepływowy klasa minimum A
5. Elektryczny podgrzewacz akumulacyjny klasa minimum A
6. Pompa ciepła typu woda/woda, sprężarkowa, napędzana elektrycznie klasa minimum A++
7. Pompa ciepła typu glikol/woda, sprężarkowa, napędzana elektrycznie klasa minimum A++
8. Pompa ciepła typu bezpośrednie odparowanie w gruncie/woda, sprężarkowa, napędzana elektrycznie klasa minimum A++
9. Pompa ciepła typu powietrze/woda, sprężarkowa, napędzana elektrycznie klasa minimum A+
10. Pompa ciepła typu powietrze/woda, sprężarkowa, napędzana gazem klasa minimum A+
11. Pompa ciepła typu powietrze/woda, absorpcyjna, napędzana gazem klasa minimum A+
12. Pompa ciepła typu glikol/woda, sprężarkowa, napędzana gazem klasa minimum A++
13. Pompa ciepła typu glikol/woda, absorpcyjna, napędzana gazem klasa minimum A++

Wyjaśnienie:
poz. 1 oraz poz. 4– 5: wskazano klasy efektywności energetycznej na podstawie informacji ze Stowarzyszenia Producentów i Importerów Urządzeń Grzewczych (SPiIUG).

poz. 2 – 3 oraz 6-13: wskazane klasy efektywności energetycznej wynikają z wymagań technicznych Programu Priorytetowego Czyste Powietrze.

źródło: www Ministerstwa Klimatu i Środowiska


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Taryfy dla ciepła w praktyce listopad 2021

Taryfy dla ciepła w praktyce luty 2022

Pozwolenia zintegrowane i Konkluzje BAT dla spalania odpadów oraz dla dużych obiektów spalania

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

 


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu

 


Taryfy dla ciepła w praktyce lipiec 2021

PSE i płatnicy opłaty mocowej muszą złożyć Prezesowi URE informacje dotyczące pobieranej od odbiorców końcowych opłaty mocowej

Do końca kwietnia br. PSE i płatnicy opłaty mocowej muszą złożyć Prezesowi URE informacje dotyczące pobieranej od odbiorców końcowych opłaty mocowej



Od stycznia 2021 r. wszyscy odbiorcy końcowi energii elektrycznej płacą w swoich rachunkach tzw. opłatę mocowąktóra jest jedną z opłat stałych wyszczególnioną na rachunkach odbiorców.Po upływie każdego kwartału PSE i płatnicy opłaty mocowej (tj. głównie operatorzy systemów dystrybucyjnych) sporządzają i przedstawiają Prezesowi URE[1] informacje dotyczące m.in. pobieranej przez nich od odbiorców końcowych opłaty mocowej. Opłata ta trafia finalnie do jednostek wytwórczych i jednostek redukcji zapotrzebowania, które wygrały aukcje mocy.

Dla ułatwienia i ujednolicenia raportowania, URE przygotował dla przedsiębiorców formularze tabel ułatwiające sporządzanie kwartalnych informacji. Wzory tabel znajdują się na stronie internetowej Urzędu.

Kwartalne informacje od PSE i płatników opłaty mocowej składane są do końca miesiąca następującego po upływie kwartału, za który sporządzana jest informacja. W tym roku pierwszą taką informację przedsiębiorcy muszą zatem złożyć Prezesowi URE do 30 kwietnia br. Kolejne terminy na złożenie informacji upływają:

  •  za II kwartał 2021 r. –  do 31 lipca 2021 r.
  •  za III kwartał 2021 – do 31 października 2021 r.
  •  IV kwartał 2021 r. – do 31 stycznia 2022 r.

Kwartalne informacje można złożyć w formie dokumentu elektronicznego przy użyciu właściwego podpisu elektronicznego, złożonego przez osoby upoważnione do reprezentowania przedsiębiorstwa, w ramach elektronicznej skrzynki podawczej URE na platformie e-PUAP (ePUAP: /URE/SkrytkaESP). W przypadku wersji papierowej informację należy przesłać na adres:

Urząd Regulacji Energetyki
Departament Rozwoju Rynku i Spraw Konsumenckich
Al. Jerozolimskie 181
02-222 Warszawa

Wersję elektroniczną (w formacie Excel) należy przesłać na adres rynek.mocy@ure.gov.pl, w tytule maila wpisując: Art.75_Kwartał_nr/rok.

***

  • Opłata mocowa wynika wprost z przyjętej w 2017 roku ustawy o rynku mocy[2], która tworzy mechanizm wynagradzania wytwórców energii za utrzymywanie dyspozycyjności. Można ją więc nazwać opłatą za utrzymanie bezpieczeństwa energetycznego.
  • Potrzeba zapobieżenia sytuacji niedoboru energii elektrycznej była jednym z powodów przygotowania rozwiązań legislacyjnych, których głównym celem jest stworzenie zachęt inwestycyjnych do budowy nowych i modernizacji istniejących jednostek wytwórczych. Rozwiązania te mają również na celu aktywizację zarządzania zużyciem energii i uelastycznienie popytu na energię elektryczną. Dla realizacji tych celów powstało nowe rozwiązanie regulacyjne – rynek mocy.
  • Wysokość opłaty mocowej oblicza Prezes URE, bazując na przepisach ustawy o rynku mocy oraz rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska[3].

[1] Art. 75 ust.6 ustawy  z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz.U. z 2020 r. poz. 247 ze zm.).

[2] Ustawa z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2020 r. poz. 247 ze zm.).

[3] Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 9 listopada 2020 r. w sprawie pobierania opłaty mocowej i wyznaczania godzin doby przypadających na szczytowe zapotrzebowanie na moc w systemie (Dz. U. z 2020 r. poz. 2009).

źródło: www.ure.gov.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.

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