Warszawa, 09.04.2021 (ISBnews) - Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE) jest przeciwny likwidacji obliga giełdowego dla energii elektrycznej, przewidzianej w projekcie ustawy o zmianie ustawy - Prawo energetyczne i ustawy o odnawialnych źródłach energii, wynika z opinii przesłanej w toku konsultacji projektu. Zaniepokojenie tymi planami wyraziło też Ministerstwo Rozwoju, Pracy i Technologii (MRPiT), wskazując m.in., że konsekwencją zniesienia obliga giełdowego wraz z ograniczeniem importu energii elektrycznej będzie istotny wzrost cen energii dla odbiorców końcowych.
"Jako organ powołany do regulacji działalności przedsiębiorstw działających na rynku energii, który w swych działaniach zobowiązany jest zmierzać do równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców energii - wyrażam negatywne stanowisko do przedstawionego projektu" - czytamy w opinii URE.
W ocenie URE, likwidacja obliga giełdowego może spowodować trudności w wypełnieniu przez Polskę warunków szczegółowo opisanych w rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Jednocześnie likwidacja (bądź jego zniwelowanie do poziomu nieistotnego) obrotu giełdowego nie doprowadzi do obrony przed zawyżaniem cen przez dostawców energii.
"Zniesienie obliga giełdowego spowoduje zasadniczą zmianę struktury zakupu energii elektrycznej przez przedsiębiorstwa obrotu energią, bowiem brak obowiązku giełdowego spowoduje przeniesienie kontraktacji do umów dwustronnych OTC. Na giełdzie będzie mniej oferowanego wolumenu i de facto obroty na giełdzie zmaleją, co przełoży się na mniej konkurencyjne ceny, które będą bardziej podatne na manipulacje. Na giełdzie będą oferowane w większości drogie kontrakty SPOT dnia bieżącego i dnia następnego, przez co średnia cena na giełdzie wzrośnie. Rynek krajowy stanie się przez to mniej konkurencyjny" - czytamy dalej.
Zniesienie obliga giełdowego przy dzisiejszych mechanizmach rynkowych nie zmniejszy importu energii, a zatem nie zwiększy krajowej produkcji energii elektrycznej z węgla, wskazano także.
URE podkreśla, że w warunkach postępującej konsolidacji obligo giełdowe z perspektywy przejrzystości obrotu jest nadal potrzebne. Pełni ono funkcję animatora rynku dla podmiotów dominujących. Dodatkowo, obroty na giełdzie dają gwarancję stosowania cen rynkowych przez wszystkie podmioty skonsolidowane w grupach kapitałowych.
Zdaniem URE, po likwidacji obliga wolumen obrotów na giełdzie znacząco spadnie. Obecnie już część wolumenów w ramach kontraktów OTC, które potencjalnie zmniejszają przedmiotowy obowiązek giełdowy, jest w obrocie pozagiełdowym. Kontrola obliga za 2019 r. wykazała, iż wolumeny z umów zawartych przed 1 stycznia 2019 r., podlegające wyłączeniu z obliga, dotyczą kontraktów wieloletnich zawartych w latach wcześniejszych.
"Należy także zauważyć, iż dane z notowań giełdowych, gdzie znaczący udział mają kontrakty handlowe wytwórców objętych obligiem, mają zastosowanie przy obliczaniu przez prezesa URE wskaźników cenowych: średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy - Prawo energetyczne oraz średnich kwartalnych cen energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18a tej ustawy. Wskaźniki te wykorzystywane są do wyznaczania wielkości pomocy publicznej dla różnych programów pomocowych" - podkreślono.
Proponowana zmiana wpłynie również na system aukcyjny oraz systemy FIT/FIP tj. systemy służące wspieraniu wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, poprzez zniekształcenie sposobu obliczania wartości energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł energii w instalacji odnawialnego źródła energii sprzedanej w danym miesiącu przez wytwórcę.
Prezes URE zaznaczył, że zapobieganiu manipulacji na rynku służy art. 49a ustawy - Prawo energetyczne, który zapobiega m.in. sytuacjom, w których wytwórcy funkcjonujący w dużych grupach kapitałowych skupiających także przedsiębiorstwa obrotu handlują energią elektryczną pomiędzy podmiotami wewnątrz swojej grupy kapitałowej, co w efekcie powoduje, że znaczna część energii elektrycznej omija rynek giełdowy. Zatem - w ocenie URE - obowiązek publicznej sprzedaży energii elektrycznej w dużej mierze przeciwdziała nadużyciom na hurtowym rynku energii elektrycznej, ponieważ uczestnicy tego rynku zobowiązani są do stosowania się do ściśle określonych przez podmioty prowadzące giełdy towarowe reguł postępowania, zawierając stosowne umowy z tymi podmiotami.
Przepisy rozporządzenia 1227/2011 nadały osobom zawodowo organizującym transakcje na hurtowym rynku energii, takim jak giełdy towarowe energii szczególne znaczenie i szczególną rolę na rynku energii w kontekście zapobiegania manipulacjom na tym rynku, dodano.
"Mając na względzie powyższe, warto zastanowić się, czy w sytuacji, w której przy obecnej strukturze rynku handel energią elektryczną w głównej mierze będzie obywał się poza rynkiem giełdowym możliwe jest stworzenie w pełni konkurencyjnego rynku energii elektrycznej oraz czy cena, która ukształtuje się na rynku giełdowym, będzie nadal ceną rynkową (ukształtowaną na rynku konkurencyjnym), skoro będzie ustalona w obszarze niewielkiego wycinka hurtowego rynku energii elektrycznej, jakim przypuszczalnie będzie rynek giełdowy po zniesieniu obowiązku publicznej sprzedaży energii elektrycznej" - czytamy także w opinii.
Z kolei wiceminister rozwoju, pracy i technologii Robert Tomanek przypomniał w opinii resortu do projektu noweli, że gdy w 2018 r. wprowadzono w Polsce obowiązek sprzedaży wytworzonej przez przedsiębiorstwa energetyczne energii elektrycznej na giełdach towarowych, wskazywano w ustawie, że "zmiana dotycząca modyfikacji zakresu obowiązku sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej poprzez jej podniesienie z 30% do 100% ma na celu poprawę przejrzystości rynku energii". Podkreślano wówczas, że wpływ giełdowego rynku energii na życie gospodarcze i sytuację obywateli jest tak duży, że nie można pozwolić na funkcjonowanie tego rynku w sposób nieprzejrzysty. Podwyższenie obliga, ma na celu zwiększenie płynności i przewidywalności na rynku energii elektrycznej, a proponowane rozwiązanie jest niezbędne do uzyskania pełnej transparentności hurtowego rynku energii elektrycznej oraz uzyskania oczekiwanych efektów.
"W ocenie MRPiT przedstawione uzasadnienie jest w dalszym ciągu aktualne, zaś omawiane przepisy wprowadziły do prawa krajowego obowiązek dokonywania obrotu energią elektryczną w ustawowo określony sposób mający na celu zapewnienie jawnego i publicznego obrotu energią i w konsekwencji, poprawę warunków konkurencji panujących na rynku energii elektrycznej w Polsce oraz zwiększenie transparentności tego rynku" - napisał Tomanek.
Podkreślił, że obligo giełdowe i import energii to dwa odrębne i niezależne mechanizmy rynkowe.
"Zniesienie obliga giełdowego nie będzie miało bezpośredniego wpływu na wielkość importu energii elektrycznej z zagranicy z uwagi na funkcjonujący już mechanizm market coupling (łączenie rynków), zmierzający do zbliżania cen pomiędzy rynkami ościennymi. Konsekwencją ograniczenia importu energii elektrycznej wraz ze zniesieniem obliga giełdowego będzie istotny wzrost cen energii dla odbiorców końcowych" - wskazał wiceminister.
Jednocześnie wyraził "duże zaniepokojenie" planami zniesienia 100% obliga giełdowego.
"Plany te mogą doprowadzić do ograniczenia mechanizmów funkcjonowania konkurencyjnego rynku energii i niepożądanych konsekwencji dla krajowych odbiorców energii konkurujących na rynkach światowych. Zaproponowane rozwiązanie nie zostało w wystarczający sposób wyjaśnione i uzasadnione. Nie przedstawiono ewentualnych skutków przyjętego rozwiązania, w tym również informacji o wpływie zniesienia obliga giełdowego na funkcjonowanie Towarowej Giełdy Energii i odbiorców końcowych, w tym podmiotów gospodarczych" - podsumował.
Pod koniec stycznia 2021 r. do konsultacji publicznych trafił projekt nowelizacji prawa energetycznego oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii, zakładający zniesienie tzw. obliga giełdowego dla rynku energii, opracowany w Ministerstwie Klimatu i Środowiska. Jego przyjęcie przez rząd planowane jest na II kw. 2021 r.
(ISBnews)
Warszawa, 02.04.2021 (ISBnews) - Ministerstwo Rozwoju, Pracy i Technologii (MRPiT) chce, by nowelizacja tzw. ustawy odległościowej, zakładająca możliwość odstąpienia przez gminy od zasady 10H na potrzeby lokalizacji nowych elektrowni wiatrowych, przy zachowaniu minimalnej wymaganej odległości 500 metrów, trafiła do Sejmu jeszcze w I poł. 2021 roku, poinformowała ISBnews wiceminister Anna Kornecka.
"Chcielibyśmy, żeby ustawa została przyjęta jeszcze w 2021 r. […], należy się spodziewać, że ustawa wejdzie w życie nie później niż od początku 2022 r." - powiedziała Kornecka w rozmowie z ISBnews.
Kilka tygodni temu wicepremier Jarosław Gowin zapowiedział, że MRPiT złożył wniosek o wpis nowelizacji do wykazu prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów (RM).
"Otrzymaliśmy już pozytywną opinię Centrum Analiz Strategicznych z uwagami, które zostały uwzględnione i niebawem spodziewamy się wpisu do wykazu. Ustawa najprawdopodobniej trafi na najbliższe posiedzenie Zespołu Programowania Prac Rządu i mam nadzieję zostanie wpisana w przyszłym tygodniu do wykazu prac Rady Ministrów" - wskazała wiceminister.
Po wpisaniu do wykazu możliwe będzie dalsze określenie terminów kolejnych etapów procesu legislacyjnego.
Głównym założeniem nowelizacji jest przeniesienie procesu decyzyjnego w sprawie warunków lokalizacji nowych elektrowni wiatrowych na poziom samorządów i przyjmowanych przez nie miejscowych planów, w których można byłoby dokonywać odstąpienia od generalnej zasady 10H (według której minimalna odległość wiatraka od zabudowań wynosi 10-krotność jego wysokości). Zasada 10H powoduje ograniczenia w zagospodarowaniu terenów znajdujących się w jej otoczeniu (również w odległości 10H). Gminy, w których już zostały zlokalizowane elektrownie wiatrowe, będą mogły, po nowelizacji przepisów, lokalizować zabudowę z poszanowaniem minimalnej odległości.
"Mając świadomość, że indywidualne przypadki są bardzo różnorodne, różne są uwarunkowania środowiskowe, różne są regionalne uwarunkowania terytorialne, odmienne w zależności od części naszego kraju, MRPiT uznało, że wskazana jest każdorazowa analiza sytuacji lokalnej, a właściwym decydentem powinien być tutaj samorząd w porozumieniu z mieszkańcami" - powiedziała Kornecka.
Zaznaczyła, że projekt nowelizacji zakłada, że zasada 10H generalnie zostałaby utrzymana, natomiast lokalny samorząd, czyli gmina mogłaby uchwalić miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego, zakładający lokalizację elektrowni wiatrowych w odległości mniejszej niż wynikająca z zasady 10H, ale z poszanowaniem minimalnej ustawowej odległości, która została zaproponowana na poziomie na 500 metrów.
Nowelizacja wprowadzałaby także mechanizmy zwiększające transparentność procesu lokalizowania elektrowni wiatrowych, czyli m.in. poszerzony system konsultacji społecznych, współdecydowania o lokalizacji elektrowni wiatrowej przez mieszkańców, zmiany dot. terminów, dwukrotne wyłożenie dokumentów dot. lokalizacji elektrowni do wglądu mieszkańców.
"Najistotniejsze w tych konsultacjach jest to, by prowadzić je w momencie przystępowania do prac nad projektem, a nie dopiero wówczas, gdy projekt planu już jest udostępniony do wglądu mieszkańców" - podkreśliła wiceminister.
Zgodnie z obowiązującą od czerwca 2016 r. ustawą o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych, elektrownię wiatrową o mocy większej niż 40 kW można postawić w odległości nie mniejszej niż 10-krotność jej wysokości wraz z wirnikiem i łopatami (10H) od zabudowań mieszkalnych i mieszanych, w skład której wchodzi funkcja mieszkaniowa oraz form ochrony przyrody, w tym obszarów szczególnie cennych z przyrodniczego punktu widzenia (np. parków narodowych czy krajobrazowych i rezerwatów).
Elżbieta Dominik
(ISBnews)
Warszawa, 30.03.2021 (ISBnews) - Decyzja w sprawie wyboru partnera do budowy elektrowni jądrowej powinna zapaść w ciągu 18 miesięcy, poinformował minister klimatu i środowiska Michał Kurtyka. Przypomniał, że w tej sprawie została podpisana umowa z USA, trwają też rozmowy ze stroną francuską i innymi potencjalnymi partnerami.
"Powinno się w ciągu […] 18 miesięcy przesądzić o tym, kto będzie partnerem budowy polskiej elektrowni jądrowej" - powiedział Kurtyka w radiowej Jedynce.
Przypomniał, że zgodnie z podpisaną w październiku ub. roku strategiczną umowę o polsko-amerykańskiej współpracy w celu rozwoju polskiego programu energetyki jądrowej w ciągu 18 miesięcy Polska i USA mają wspólnie przygotować raport zawierający rezultaty prac przygotowawczych i projektowych wykonanych przez czołowe amerykańskie firmy sektora cywilnej energetyki jądrowej oraz propozycję struktury finansowania programu.
"Mamy podpisaną umowę z Amerykanami i od tego momentu zaczyna zegar działać. Mamy 18 miesięcy według tego wspólnego porozumienia na dookreślenie technologii i finansowania. […] Również mamy rozmowy ze stroną francuską, które są uruchomione, mamy też innych potencjalnych partnerów" - zaznaczył.
"Świadczy to o tym, że do tego programu zgłosili się ci gracze, którzy są dla nas najbardziej istotni, najbardziej potencjalnie perspektywiczni" - podkreślił.
Rząd zakłada budowę pierwszego bloku jądrowego na Pomorzu, kolejną lokalizacją mają być okolice Bełchatowa, ale rozważany jest także Pątnów jako trzecia lokalizacja. Według założeń, rozpoczęcie budowy pierwszego reaktora miałoby nastąpić 2026 r. "Polityka energetyczna Polski do 2040 r." przewiduje, że w 2033 r. uruchomiony zostanie pierwszy blok elektrowni jądrowej o mocy ok. 1-1,6 GW. Kolejne bloki mają być wdrażane co 2-3 lata, a cały program jądrowy zakłada budowę 6 bloków.
(ISBnews)
Warszawa, 29.03.2021 (ISBnews) - Rząd planuje wprowadzenie do ustaw, tworzących ramy rozwoju energetyki jądrowej w Polsce szeregu zmian usprawniających proces przygotowania i realizacji inwestycji w zakresie budowy elektrowni jądrowej poprzez m.in. rozszerzenie katalogu inwestycji towarzyszących o inwestycje niezbędne do prowadzenia badań środowiskowych i lokalizacyjnych na potrzeby budowy elektrowni jądrowej, doprecyzowanie przepisów dotyczących decyzji czy wydłużenie terminu ważności decyzji o lokalizacji inwestycji, wynika z wykazu prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów.
Przyjęcie przez Radę Ministrów projektu nowelizacji ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących planowane jest na III kw.
Uchwała Rady Ministrów z 2 października 2020 r. w sprawie aktualizacji programu wieloletniego pod nazwą "Program polskiej energetyki jądrowej" oraz uchwała Rady Ministrów z dnia 2 lutego 2021 r. w sprawie "Polityki energetycznej Polski do 2040 r.", zakładają wdrożenie w Polsce energetyki jądrowej jako kluczowego narzędzia umożliwiającego redukcję krajowej emisji CO2, stabilizację cen energii oraz zapewnienie długoterminowego bezpieczeństwa energetycznego Polski.
Zgodnie z przyjętym przez Radę Ministrów harmonogramem, budowa pierwszej polskiej elektrowni jądrowej rozpocznie się w 2026 r., w 2033 r. uruchomiony zostanie pierwszy blok elektrowni jądrowej o mocy około 1-1,6 GW, kolejne bloki będą wdrażane co 2-3 lata, a cały program jądrowy zakłada budowę 6 bloków jądrowych.
"Dzięki odpowiedniej nowelizacji przepisów możliwe będzie znaczące przyśpieszenie długotrwałego procesu licencjonowania elektrowni jądrowej oraz, w konsekwencji, ograniczenie ryzyk inwestycyjnych i zmniejszenie kosztów procesu inwestycyjnego związanego z jej budową" – czytamy w wykazie.
Projekt zakłada wprowadzenie do ustaw tworzących prawne ramy rozwoju energetyki jądrowej w Polsce zmian usprawniających proces przygotowania i realizacji inwestycji w zakresie budowy elektrowni jądrowej, w tym m.in.
- rozszerzenie katalogu inwestycji towarzyszących, w szczególności o inwestycje niezbędne do prowadzenia badań środowiskowych i lokalizacyjnych na potrzeby budowy elektrowni jądrowej,
- doprecyzowanie przepisów dotyczących decyzji zasadniczej oraz przesunięcie jej na wcześniejszy etap procesu licencjonowania elektrowni jądrowej,
- rozszerzenie zakresu przedmiotowego decyzji o wskazaniu lokalizacji inwestycji,
- wydłużenie terminu ważności decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji,
- przyznanie inwestorowi prawa do zaskarżenia decyzji wojewody,
- wprowadzenie obowiązku nieodpłatnego udostępniania inwestorowi obiektu energetyki jądrowej przez organy administracji publicznej i niektóre inne podmioty, danych zawartych w prowadzonych przez te organy i podmioty rejestrach, ewidencjach i wykazach, na potrzeby realizowanych przez inwestora zadań,
- rozszerzenie wyłączenia stosowania ustawy o ochronie gruntów rolnych i leśnych w zakresie przygotowania i budowy obiektów energetyki jądrowej również na grunty rolne i leśne przewidziane do prowadzenia badań lokalizacyjnych i środowiskowych związanych z budową obiektu energetyki jądrowej;
- doprecyzowanie regulacji dotyczących etapów budowy i rozruchu obiektu jądrowego,
- jednoznaczne uregulowanie dopuszczenia do dalszego prowadzenia ruchu bloku po pozytywnych wynikach testów rozruchowych, do czasu uzyskania zezwolenia prezesa Państwowej Agencji Atomistyki (PAA), na eksploatację, na podstawie warunków zezwolenia na rozruch,
- doprecyzowanie przepisów dotyczących obszaru ograniczonego użytkowania,
- wzmocnienie niezależności i pozycji ustrojowej prezesa PAA m.in. przez przywrócenie wcześniej obowiązującego trybu odwoływania wiceprezesów PAA;
- zwiększenie roli prezesa PAA w postępowaniu zmierzającym do wydania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach inwestycji dla obiektu jądrowego przez wprowadzenie obowiązku zasięgania opinii prezesa PAA przed wydaniem:
- tzw. postanowienia scopingowego,
- decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach inwestycji,
- postanowienia w sprawie uzgodnienia warunków realizacji przedsięwzięcia po przeprowadzeniu ponownej oceny oddziaływania na środowisko.
Za przygotowanie projektu odpowiada Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ).
(ISBnews)
Warszawa, 29.03.2021 (ISBnews) - Sejmowa Komisja do Spraw Energii, Klimatu i Aktywów Państwowych zaakceptowała w pierwszym czytaniu rządowy projekt ustawy o zmianie ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (ETS) oraz niektórych innych ustaw z przyjętymi na posiedzeniu poprawkami.
"Celem nowelizacji jest wdrożenie zmian w dyrektywie ETS w kilku kwestiach technicznych, ale przede wszystkim w kwestiach dotyczących Funduszu Modernizacyjnego. Jest to instrument, który ma na celu wspieranie modernizacji systemów energetycznych w krajach, gdzie PKB jest poniżej 60% średniej unijnej. Na ten cel będzie przeznaczane 2% unijnej puli uprawnień. Udział Polski będzie wynosił szacunkowo - w oparciu o prognozowane ceny uprawnień - nawet 20 mld zł w latach 2021-2030" - powiedział wiceminister klimatu i środowiska Adam Guibourge-Czetwertyński podczas posiedzenia.
Wśród pozostałych elementów nowelizacji są też zmiany umożliwiające przeprowadzenie przydziału darmowych uprawnień do emisji CO2. Zmiany dotyczyć mają także funkcjonowania Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami.
Na sprawozdawcę wybrano posła Krzysztofa Tchórzewskiego. Biuro Legislacyjne zostało upoważnione do wprowadzenia uwag do projektu.
(ISBnews)
Warszawa, 22.03.2021 (ISBnews) - Rząd planuje podjęcie uchwały uznającej Port Gdynia jako miejsce lokalizacji terminalu instalacyjnego do budowy i obsługi morskich farm wiatrowych, wynika z wykazu prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów.
Podjęcie uchwały RM w sprawie terminalu instalacyjnego dla morskich farm wiatrowych planowane jest w I kw.
"Rada Ministrów uznaje morski Port Gdynia, ze względu na jego położenie i warunki techniczne, jako optymalne miejsce lokalizacji terminalu instalacyjnego, przeznaczonego na potrzeby organizacji procesu budowy i obsługi morskich farm wiatrowych na Bałtyku" - czytamy w wykazie.
W uzasadnieniu podkreślono, że budowa terminalu instalacyjnego w Polsce przyczyni się do zmniejszenia kosztów inwestycyjnych i operacyjnych morskich farm wiatrowych, co w następstwie wpłynie na wysokość wsparcia jakie otrzymywać będą wytwórcy. Przypomniano, że inwestorzy ubiegający się o uczestnictwo w I fazie systemu wsparcia dla morskich farmach wiatrowych, muszą podjąć decyzję dotyczącą lokalizacji portu, z którego będą realizowane kluczowe zamówienia, w terminie do 31 marca br.
W projektowanej uchwale Rada Ministrów ma zobowiązać ministra właściwego do spraw gospodarki morskiej do podjęcia działań na rzecz wybudowania i oddania do eksploatacji terminalu instalacyjnego oraz wyłonienia operatora logistycznego do organizacji procesu budowy i obsługi morskich farm wiatrowych w morskim Porcie Gdynia, w terminie pozwalającym na rozpoczęcie instalowania morskich farm wiatrowych na Bałtyku do końca 2024 r.
Koszt realizacji terminalu instalacyjnego pokryty zostanie przy udziale środków europejskiego Instrumentu na Rzecz Odbudowy i Zwiększania Odporności (Recovery and Resilience Facility - RRF) w kwocie do 437 mln euro lub innych środków publicznych, oraz środków własnych podmiotu realizującego budowę terminalu, podano także.
(ISBnews)
Warszawa, 19.03.2021 (ISBnews) - Projekt nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii (OZE), zakładający ograniczenie obowiązków koncesyjnych dla małych instalacji i przedłużenie do 30 czerwca 2047 roku maksymalnego okresu wsparcia m.in. w ramach: upustów prosumenckich oraz w obowiązku zakupu energii elektrycznej po stałej cenie w ramach systemu aukcyjnego trafił pod obrady Komisji Prawniczej, wynika z informacji na stronach Rządowego Centrum Legislacji (RCL).
Projekt został przygotowany przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ).
"Zaproponowane w projekcie zmiany służą ograniczeniu obowiązków koncesyjnych dla przedsiębiorców wykonujących działalność gospodarczą w zakresie małych instalacji, przez podniesienie progu łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej lub mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu instalacji odnawialnego źródła energii określonych jako małe instalacje" - czytamy w uzasadnieniu.
Ma nastąpić przeniesienie "z urzędu" przedsiębiorców posiadających koncesję, a których instalacje spełniają warunki określone dla małej instalacji, do rejestru wytwórców energii w małej instalacji. Zaproponowano też wpisanie do ustawy dotychczasowej praktyki dotyczącej sposobu określania łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej instalacji OZE.
"Ma to […] znaczenie w kontekście perspektywy zmiany kwalifikacji obowiązku - z koncesyjnego na rejestrowy - dla wytwórców energii z OZE z kilku tysięcy instalacji. wątpliwości interpretacyjne potwierdzono na poziomie ustawy dotychczasową praktykę dotyczącą sposobu określania łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej instalacji odnawialnego źródła energii (OZE)" - czytamy dalej.
Zaproponowano przedłużenie jest przedłużenie do 30 czerwca 2047 r. maksymalnego okresu.:
- obowiązywania mechanizmu rozliczeń "opustu" w ramach systemu prosumenckiego;
- obowiązku zakupu niewykorzystanej energii elektrycznej przez mikroinstalacje OZE działające poza systemem prosumenckim;
- obowiązku zakupu niewykorzystanej energii elektrycznej po stałej cenie albo prawa do dopłaty do ceny rynkowej energii elektrycznej w ramach systemów FIT oraz FIP;
- obowiązku zakupu energii elektrycznej po stałej cenie albo prawa do dopłaty do ceny rynkowej energii elektrycznej w ramach systemu aukcyjnego.
Zgodnie z projektowaną zmianą, maksymalny termin udzielenia pomocy publicznej w ramach systemu aukcyjnego oraz systemów FIT i FIP z dnia 30 czerwca 2021 r. ma zostać przedłużony do 31 grudnia 2027 r.
"Warunkiem zaś możliwości zastosowania przedłużenia do 31 grudnia 2027 r. okresu udzielania pomocy publicznej w ramach ww. systemów wsparcia (aukcyjnego oraz FIT i FIP) jest uzyskanie pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w tych przepisach z rynkiem wewnętrznym albo uznania przez Komisję Europejską, że zmiany w tych przepisach nie stanowią nowej pomocy publicznej. Projekt […] przewiduje regulację zawieszającą stosowanie ww. zmienianych przepisów - do dnia wydania pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej z rynkiem wewnętrznym" - czytamy także.
W projekcie zawarto delegację ustawową do wydania rozporządzenia określającego ilości i wartości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, które mogą zostać sprzedane w drodze aukcji w latach kalendarzowych 2022-2027. Zdaniem autorów projektu, rozwiązanie to "tworzy przewidywalne ramy rozwoju sektora OZE w następnych latach w ramach wydłużenia okresu obowiązywania systemu aukcyjnego dla wytwórców energii z OZE i ma na celu zapewnienia stabilnej perspektywy inwestycyjnej".
Planowane jest także przedłużenie o dodatkowe 2 lata możliwości uzyskania pomocy operacyjnej - wyłącznie w systemach FIT oraz FIP - dla instalacji MEW i biogazowych o mocy nieprzekraczającej 1 MW, które korzystały z systemu zielonych certyfikatów przez minimum 5 lat. W rezultacie, okres wsparcia dla tych instalacji wyniósłby nie dłużej niż 17 lat. Z rozwiązania tego miałoby skorzystać ponad 400 elektrowni wodnych oraz ok. 80 instalacji produkujących biogaz składowiskowy (BGS) i innych biogazowni, o mocy zainstalowanej do 1 MW, dla których upłynął lub w bieżącym roku i w kolejnych latach upływa 15-letni okres wsparcia.
Projekt zakłada skrócenie okresu kompensacji dodatniego salda do okresu trzech lat z terminem zwrotu do 6 miesięcy od zakończenia danego okresu.
Jak podano w uzasadnieniu do projektu, ustawodawca zdecydował się na jaśniejsze sprecyzowanie, że przepisami są objęte zarówno instalacje trój- i jednofazowe, co pozwoli na bardziej jednolite i konsekwentne stosowanie tych samych przepisów wobec wszystkich potencjalnych uczestników tego rynku. Ponadto dokonano szeregu uszczegółowień, których celem jest rozwianie wątpliwości co do zakresu i sposobu udostępniania danych pomiarowych oraz rozliczeń.
(ISBnews)
Warszawa, 17.03.2021 (ISBnews) - Sejm przyjął nowelizację ustawy o efektywności energetycznej, zakładającą minimalizowanie obciążeń dla podmiotów, które w ciągu najbliższych dziesięciu lat będą dążyć do oszczędności energii finalnej, uszczelnienie monitorowania i raportowania oszczędności energii oraz stworzenie warunków rozwoju rynku usług energetycznych.
Za nowelą głosowało 428 posłów, 4 było przeciwnych, a 13 wstrzymało się od głosu.
Nowela wprowadza możliwość realizacji obowiązku dotyczącego efektywności energetycznej w formie programów dofinansowań wymiany urządzeń grzewczych u odbiorców końcowych.
Wśród nowych rozwiązań są dodatkowe - obok świadectw efektywności energetycznej - środki służące realizacji unijnego celu oszczędności energii. Do realizacji celu dotyczącego efektywności energetycznej wliczane będą inwestycje finansowane m.in. z budżetu państwa, budżetu samorządów, budżetu UE, środków z pomocy udzielanej przez państwa Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu oraz środków pochodzących z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, a także wojewódzkich funduszy ochrony środowiska i gospodarki wodnej.
Nowela wprowadza możliwość rozliczania zobowiązań dotyczących oszczędności energii poprzez realizację przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej u odbiorców końcowych, w tym m.in. wymianę urządzeń lub instalacji służących do celów ogrzewania lub przygotowania ciepłej wody użytkowej czy przyłączanie odbiorców do sieci ciepłowniczej.
System świadectw efektywności energetycznej ma objąć przedsiębiorstwa paliwowe wprowadzające do obrotu paliwa ciekłe do celów transportowych.
Zgodnie z nowelą, ma powstać też centralny rejestr oszczędności energii finalnej, który prowadzić będzie Instytut Ochrony Środowiska - Państwowy Instytut Badawczy. W rejestrze mają być gromadzone dane dotyczące m.in. zrealizowanych projektów efektywności energetycznej. Rejestr ma uszczelnić system monitorowania i raportowania oszczędności energii powstałych z realizacji programów unijnych i krajowych.
Zagregowane dane mają być udostępnione ministrowi do spraw klimatu, by ułatwić bieżące szacowanie osiąganych oszczędności w zakresie zużycia energii finalnej.
Wzmocniono przepisy dotyczące zawierania umów o poprawę efektywności energetycznej w sektorze publicznym, doprecyzowano wymagania wobec osób przygotowujących audyty efektywności energetycznej oraz zakres informacji dotyczących efektywności energetycznej pozyskiwanych od prezesa Urzędu Regulacji Energetyki oraz Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.
Nowe rozwiązania mają wejść w życie po 14 dniach od ogłoszenia w Dzienniku Ustaw, z wyjątkiem niektórych przepisów, które zaczną obowiązywać od 1 stycznia 2022 r.
(ISBnews)
Warszawa, 17.03.2021 (ISBnews) - Sejm przyjął nowelizację ustaw regulujących przygotowanie i realizację kluczowych inwestycji w zakresie strategicznej infrastruktury energetycznej (tzw. specustawy przesyłowej), zakładającą usprawnienie procesu inwestycyjnego dotyczącego przedsięwzięć, niezbędnych dla bezpieczeństwa energetycznego kraju. Nowelę poparło 433 posłów, nikt nie był przeciwny, 12 wstrzymało się od głosu.
Wcześniej posłowie przyjęli dwie poprawki o charakterze doprecyzowującym.
Nowela zawiera wykaz 24 inwestycji, które zostaną objęte przepisami specustawy. Celem zmian jest ułatwienie inwestycji w rozbudowę elektroenergetycznej sieci przesyłowej oraz inwestycji w gazową sieć przesyłową i infrastrukturę służącą przesyłowi ropy naftowej i paliw płynnych, a także utrzymania istniejących obiektów w należytym stanie.
Dzięki specustawom istnieje możliwość znacznego skrócenia czasu na przygotowanie i realizację strategicznych inwestycji w sektorze energetycznym z 56 miesięcy do ok. 19 miesięcy. Rozwiązania, zaproponowane w nowelizacji mają pozwolić skrócić ten czas do kilku miesięcy.
W noweli zagwarantowano udział operatorów systemów przesyłowych w procesie planistycznym dotyczącym m.in. uchwalania miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego oraz decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji celu publicznego. Ma to doprowadzić do wyeliminowania sytuacji powstawania kolizji infrastruktury służącej do przesyłania energii elektrycznej oraz paliw gazowych z innymi obiektami budowlanymi.
Proponowane zmiany mają przyczynić się do zmniejszenia liczby prowadzonych postępowań oraz wytwarzanych dokumentów oraz pozwolić strategicznym spółkom energetycznym na sprawniejsze przygotowanie i realizację inwestycji infrastrukturalnych.
(ISBnews)
Warszawa, 15.03.2021 (ISBnews) - Opublikowana w ubiegłym tygodniu ostateczna wersja "Polityki energetycznej Polski do 2040 roku" (PEP 2040) pokazuje, że Polsce wciąż brakuje ambicji niezbędnych do osiągnięcia ogólnounijnego celu 55% redukcji emisji gazów cieplarnianych do 2030 r., wynika z analizy opublikowanej przez Ember. Eksperci zwracają też uwagę, że Polska planuje największą bezwzględną zmianę w zużyciu gazu ziemnego (+40 TWh) wśród 27 krajów Unii Europejskiej.
"Polskiemu rządowi wciąż brakuje ambicji w kwestii węgla. Oznacza to, że sama Polska może przeszkodzić w osiągnięciu unijnego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych o 55% do 2030 r." - czytamy w analizie.
W przeprowadzonej przez Climact analizie wskazano, że aby osiągnąć cel 55% redukcji gazów cieplarnianych, produkcja energii elektrycznej z węgla musi spaść do ~ 55 TWh1 do roku 2030 w całej UE. Nowy scenariusz PEP 2040 pokazuje natomiast, że Polska planuje wyprodukować 75 TWh energii elektrycznej z węgla w 2030 r.
Analiza Ember podkreśla też, że projektowany wzrost cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla przełoży się w tym scenariuszu na znaczny wzrost cen energii.
"Co raczej niezwykłe dla kraju, który nie posiada znaczących zasobów gazu kopalnego, Polska planuje największy wzrost zużycia gazu ziemnego w całej UE, z 14 TWh (w 2019 r.) do 54 TWh (w 2030 r.). W ten sposób do 2030 roku Polska stanie się trzecim największym producentem energii z gazu w UE" - czytamy dalej.
Analitycy zwracają uwagę, że brak jest szczegółowych planów związanych z wykorzystaniem wodoru i technologii CCS, które wymieniono w PEP 2040. Jednocześnie prawdopodobne są opóźnienia i przedłużenie zależności od gazu ziemnego po 2050 r. Dodatkowym czynnikiem ryzyka są ceny gazu.
"PEP 2040 podważa niestety rolę odnawialnych źródeł energii w transformacji, kładąc nieproporcjonalnie duży nacisk na bezpieczeństwo dostaw zamiast skupić się na rozwiązaniach problemu bilansowania. Co ciekawe, prognozy dotyczące wykorzystania odnawialnych źródeł energii są niemal identyczne jak w starych scenariuszach, w których zakładano znacznie niższe ceny CO2" - napisano w analizie.
Ember pozytywnie odnosi się do planów rozwoju morskiej energetyki wiatrowej i wyraża zaniepokojenie ograniczeniami dla lądowej energetyki wiatrowej wynikającymi z tzw. ustawy odległościowej. Jednocześnie podkreśla dynamiczny rozwój instalacji fotowoltaicznych, zauważając, że cele PEP w tym zakresie są zaskakująco zachowawcze.
"Omawiając nowy scenariusz PEP 2040, należy wziąć pod uwagę dwa główne zastrzeżenia. Po pierwsze, wydaje się, że PEP 2040 nie uwzględnia ostatniej dynamiki cen EU-ETS. Mimo, że dokument został podpisany w 2021 r., ceny emisji dwutlenku węgla na 2020 r. dla scenariusza niskich cen EU-ETS nie zostały zaktualizowane" - czytamy dalej.
Po drugie, w PEP brakuje alternatywnego scenariusza na wypadek, gdyby rządowi nie udało się wdrożyć energetyki jądrowej do 2033 r., zgodnie z założeniami. Historia projektów jądrowych w Polsce raczej nie zachęca do optymizmu, szczególnie, że do tej pory nie wybrano nawet lokalizacji pierwszego bloku, wskazano w materiale.
(ISBnews)
Warszawa, 11.03.2021 (ISBnews) - Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ) pracuje nad ustawą tworzącą fundusz zasilany w 40-proc. z przychodów z aukcji uprawnień do emisji CO2, przeznaczony na transformację energetyki, poinformował wiceminister Adam Guibourge-Czetwertyński.
"Mamy w przygotowaniu ustawę, która pozwoli stworzyć nowy instrument, który zapewni wykorzystanie przychodów aukcyjnych na transformację energetyki"- powiedział Guibourge-Czetwertyński podczas panelu na konferencji Forum Energii "Energia, klimat, budżet. Forum dla nowej perspektywy finansowej UE".
Dodał, że kierunkowa decyzja została podjęta przez Radę Ministrów.
"W tej chwili pracujemy nad konkretnymi przepisami, w jaki sposób wykorzystać przychody z aukcji. Będziemy chcieli utworzyć specjalny fundusz transformacji energetyki, na który będzie przeznaczone 40% przychodów aukcyjnych, żeby wspierać transformację energetyki, która jest z wielu powodów kluczowym elementem naszej transformacji" - dodał wiceminister.
(ISBnews)
Warszawa, 05.03.2021 (ISBnews) - Informacja dotycząca ceny maksymalnej za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną do sieci, skorygowanej po uwzględnieniu wniosków złożonych w uzgodnieniach międzyresortowych i konsultacjach publicznych, powinna zostać upubliczniona w przyszłym tygodniu, poinformował wiceminister klimatu i środowiska Ireneusz Zyska.
"Wszystkie uwagi zostały poddane modelowaniu w procesie analityki związanej z budowaniem ceny. W tej chwili jest już ustalona pewna rekomendacja, której nie mogę ujawnić publicznie" - powiedział Zyska podczas telekonferencji.
Na przyszły tydzień zaplanowane jest spotkanie uzgodnieniowe członków Rady Ministrów.
"Nie mogę dziś udzielić informacji, jaka będzie to cena. Myślę, że w przyszłym tygodniu ta informacja będzie podana opinii publicznej" - dodał wiceminister.
W połowie lutego Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ) skierowało do opiniowania projekt rozporządzenia w sprawie ceny maksymalnej za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną do sieci, będącej podstawą rozliczenia prawa do pokrycia ujemnego salda. Projekt przewiduje, że cena ta wyniesie 301,5 zł/MWh.
(ISBnews)
Warszawa, 05.03.2021 (ISBnews) - Ministerstwo Rozwoju, Pracy i Technologii (MRPiT) przygotowało nową wersję nowelizacji tzw. ustawy odległościowej, która ma umożliwić bardziej elastycznej podejście do lokalizacji elektrowni wiatrowych, i oczekuje na włączenie projektu do wykazu prac legislacyjnych Rady Ministrów, poinformował wicepremier i minister rozwoju, pracy i technologii Jarosław Gowin.
"Przygotowaliśmy nowelizację ustawy odległościowej. Nie chodzi w niej o zmniejszenie odległości 10h, ale o uprawnienie społeczności lokalnych do podejmowania decyzji, które mogą oznaczać liberalizację tych rygorów" - powiedział Gowin podczas telekonferencji.
Wskazał, że obecna wersja nowelizacji jest uzupełniona o nowe elementy, będące wynikiem konsultacji z takimi podmiotami, jak Urząd Dozoru Technicznego, wobec wersji przygotowanej w ubiegłym roku przez Ministerstwo Rozwoju.
"Z niecierpliwością czekamy na włączenie projektu do wykazu prac legislacyjnych Rady Ministrów. Będę też postulował, by ten projekt stał się częścią Nowego Ładu, który w najbliższych tygodniach zostanie przyjęty i ogłoszony" - dodał wicepremier.
Zgodnie z obowiązującą od czerwca 2016 r. ustawą o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych, elektrownię wiatrową o mocy większej niż 40 kW można postawić w odległości nie mniejszej niż 10-krotność jej wysokości wraz z wirnikiem i łopatami (10h) od zabudowań mieszkalnych i mieszanych, w skład której wchodzi funkcja mieszkaniowa oraz obszarów szczególnie cennych z przyrodniczego punktu widzenia (np. parków narodowych czy krajobrazowych i rezerwatów).
(ISBnews)
Warszawa, 03.03.2021 (ISBnews) - Rada Ministrów przyjęła projekt ustawy o zmianie ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz niektórych innych ustaw, przedłożony przez ministra klimatu i środowiska, podało Centrum Informacyjne Rządu (CIR). Dzięki zmianom, Polska będzie mogła skorzystać z unijnego Funduszu Modernizacyjnego, którego środki przeznaczone są na modernizację systemu energetycznego.
"Projekt dostosowuje polskie prawo do przepisów Unii Europejskiej dotyczących zasad funkcjonowania systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych w latach 2021-2030. Dzięki zmianom, Polska będzie mogła skorzystać z unijnego Funduszu Modernizacyjnego, którego środki przeznaczone są na modernizację systemu energetycznego i poprawę efektywności energetycznej w państwach UE" - czytamy w komunikacie.
W ramach wsparcia realizacji celów polityki energetyczno-klimatycznej UE do 2030 r. Komisja Europejska utworzyła nowy instrument wspierania modernizacji systemu energetycznego i poprawy efektywności energetycznej w krajach UE. Dotyczy to unijnych państw, gdzie PKB per capita jest niższe niż 60% średniej dla całej UE (w odniesieniu do 2013 r.).
"Instrumentem wspierającym będzie Fundusz Modernizacyjny, działający w latach 2021-2030. Fundusz stanowią środki ze sprzedaży 2% ogólnej puli uprawnień do emisji w ramach unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS). Pieniądze z Funduszu Modernizacyjnego zostaną rozdysponowane na 10 krajów członkowskich, z czego Polska otrzyma 43,4% dostępnej puli środków" - czytamy dalej.
Najważniejsze rozwiązania
* Wprowadzono procedurę ubiegania się o wsparcie ze środków Funduszu Modernizacyjnego. Przewiduje ona składanie wniosków o dofinansowanie, ich selekcję, zawarcie umowy o dofinansowanie przedsięwzięcia, a także dokumentowanie jego realizacji i osiąganych postępów realizacji.
* Ze środków Funduszu Modernizacyjnego skorzystają przedsiębiorcy oraz jednostki sektora finansów publicznych, które realizują inwestycje kwalifikujące się do udzielenia dofinansowania.
* Operatorem Funduszu Modernizacyjnego będzie Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW).
* Planuje się, że pierwsze wnioski o dofinansowanie projektów wpłyną do NFOŚiGW w 2021 r.
* Zgodnie ze wstępnymi szacunkami, Polsce zostaną przydzielone środki pochodzące ze sprzedaży ok. 135 mln uprawnień do emisji. Ich wartość - w zależności od popytu na uprawnienia i ich cen rynkowych - sięgnie od 2 do 4,8 mld euro. Całkowita pula środków Funduszu, które wygeneruje sprzedaż uprawnień do emisji, będzie znana pod koniec 2030 r. Wysokość tych środków będzie zależna od ceny uprawnień do emisji, jakie będą notowane na aukcjach.
"Efektem zmian wprowadzonych w ustawie o systemie handlu będzie także m.in. dostosowanie polskich przepisów do unijnego prawa oraz wyeliminowanie z porządku krajowego przepisów odmiennie regulujących zagadnienia dotyczące zasad przydziału uprawnień do emisji" - napisano dalej.
Nowe rozwiązania mają wejść w życie po 14 dniach od ogłoszenia w Dzienniku Ustaw, z wyjątkiem niektórych przepisów, które zaczną obowiązywać w innych terminach.
(ISBnews)
Warszawa, 02.03.2021 (ISBnews) - Rząd chce do prawa energetycznego i ustawy o odnawialnych źródłach energii wprowadzić przepisy, umożliwiające od 2026 r. techniczną zmianę sprzedawcy energii elektrycznej w 24 godziny oraz umożliwić gospodarstwom domowym i mikroprzedsiębiorcom o rocznym zużyciu energii poniżej 100 tys. kWh dostęp do narzędzi porównywania sprzedaży energii, wynika z wykazu prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów.
Planowane są także zmiany w przepisach w zakresie paliw gazowych, w tym m.in. w zakresie zwiększenia opłaty za przyłączenie do sieci przesyłowej gazowej z 25% do 100% rzeczywiście poniesionych przez operatora kosztów.
Przyjęcie przez Radę Ministrów projektu nowelizacji prawa energetycznego i ustawy o odnawialnych źródłach energii planowane jest na III kw.
"W projekcie proponuje się wprowadzenie zmian w następujących obszarach:
- wprowadza się przepisy umożliwiające od 2026 r. techniczną zmianę sprzedawcy energii elektrycznej w 24 godziny;
- wprowadza się dostęp dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwach domowych i mikro przedsiębiorców o rocznym zużyciu poniżej 100 000 kWh do narzędzia porównywania ofert sprzedaży energii elektrycznej" - czytamy w wykazie.
Projektowana regulacja ma umożliwiać odbiorcom zawierania umów z cenami dynamicznymi energii elektrycznej z co najmniej jednym sprzedawcą i każdym sprzedawcą, który ma ponad 200 tys. odbiorców, oraz prawo do otrzymywania informacji na temat korzyści i ryzyk związanych z takimi umowami.
Ma też wzmocnić prawa odbiorców oraz wprowadzić nowe prawa w zakresie sprzedaży energii elektrycznej (nowe warunki umowne, obowiązki dotyczące rozliczeń, rozwiązywania sporów ze sprzedawcą, obowiązki informacyjne) oraz dostosować zadania operatora systemu przesyłowego i operatorów systemów dystrybucyjnych do przepisów unijnych, w tym dot. usług systemowych, usług elastyczności oraz wprowadza się zmiany w zakresie bilansowania.
Po wejściu w życie planowanej noweli każdy odbiorca końcowy mógłby zgłosić prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki (URE) zawiadomienie dotyczące podejrzenia naruszenia tych obowiązków określonych w ustawie - Prawo energetyczne.
Inne z proponowanych zmian to:
- wdrożenie mechanizmu nierynkowego ograniczania w wytwarzaniu z odnawialnych źródeł energii przez operatorów systemu elektroenergetycznego;
- nadanie uprawnień prezesowi URE do ingerowania z urzędu lub na wniosek strony w treść umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii elektrycznej zawartej pomiędzy sprzedawcą a operatorem systemu dystrybucyjnego lub operatorem systemu przesyłowego, w określonych przypadkach;
- przyznanie prezesowi URE uprawnienia do samodzielnego ustalenia cen i stawek opłat dla przedsiębiorstwa energetycznego w przypadku wydania decyzji w sprawie odmowy zatwierdzenia temu przedsiębiorstwu taryfy, jeżeli uzasadniona jest koniecznością obniżenia cen i stawek opłat;
- doprecyzowanie przepisów dot. znaku towarowego operatora systemu dystrybucyjnego, by nie wprowadzać w błąd co do tożsamości sprzedawcy;
- wprowadzenie wzorca umowy o świadczenie usług przesyłania paliw gazowych;
- dodanie przepisów, mających na celu zapewnienie przedsiębiorstwom energetycznym zajmującym się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej lub paliw gazowych podstawy prawnej do koordynacji działań i wymiany informacji w przypadku wniosków o przyłączenie do sieci gazowej i sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym, urządzeń, instalacji lub sieci, wykorzystujących do wytwarzania energii elektrycznej paliwo gazowe;
- rozstrzygnięcie wątpliwości dot. możliwości prowadzenia przez operatora systemu magazynowania działalności w zakresie skraplania lub regazyfikacji gazu ziemnego.
(ISBnews)
Warszawa, 02.03.2021 (ISBnews) - Ministerstwo Aktywów Państwowych (MAP) proponuje zmianę proponowanej przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ) ceny maksymalnej na 1 MWh energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzonej do sieci z z 301,5 zł/MWh na cenę nie niższą niż 325,62 zł/MWh. Uwagi do projektu rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie ceny maksymalnej za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną do sieci w złotych za 1 MWh są dostępne na stronach Rządowego Centrum Legislacji.
Rozporządzenie dot. ceny maksymalnej jest najważniejszym rozporządzeniem dot. rozwoju offshore w Polsce. Projekt opublikowano 16 lutego i przedstawiono go do publicznych konsultacji. Zakłada on cenę maksymalną za energię z offshore na poziomie 301,5 zł za MWh.
"Proponuje się zmienić proponowaną cenę maksymalną 301,50 zł/MWh na cenę maksymalną nie niższą niż 325,62 zł/MWh" - czytamy uwagach Ministerstwa Aktywów Państwowych (MAP).
MAP zakłada, że "faktyczne parametry techniczne i ekonomiczne mogą się istotnie różnić od przyjętych ustandaryzowanych założeń dla referencyjnej morskiej farmy wiatrowej wskazanych w uzasadnieniu i OSR - oraz wpływać zarówno na zmniejszenie, jak i zwiększenie LCOE [tj. jednostkowego kosztu wytwarzania energii elektrycznej]".
Brak jest możliwości decyzyjnej prezesa URE w przypadku odchyleń zwiększających LCOE ponad cenę maksymalną ze względu na ograniczenia ustawowe wobec czego za zasadne uznać należy zarekomendowanie zwiększenia proponowanej w rozporządzeniu ceny maksymalnej o współczynnik skalarny nie niższy niż 8%, tj. do poziomu nie niższego niż 325,62 PLN/MWh, celem przyznania prezesowi URE przestrzeni decyzyjnej w przypadku wystąpienia uzasadnionych i niezależnych od wytwórców przesłanek zwiększających koszty wytworzenia 1 MWh w danej MFW ponad poziom ceny maksymalnej zaproponowanej obecnie w rozporządzeniu, tj. ponad 301,5 zł/MWh, czytamy w uzasadnieniu rekomendacji MAP.
Jako możliwe do wystąpienia jednocześnie i uzasadniające przyjęcie współczynnika skalarnego na poziomie 8% uznano ryzyka odchyleń od wielkości ustandaryzowanych obejmujące spadek współczynnika wykorzystania mocy do 3% co przekłada się na wzrost LCOE o około 19,5 PLN/MWh, wzrost CAPEX o 1% skutkujący wzrostem LCOE o 2,5 PLN/MWh oraz wystąpienie kosztu bilansowania na poziomie co najmniej 2 PLN/MWh, podano także.
Zmiany w kwestii ceny maksymalnej proponują także m.in. Polska Grupa Energetyczna (PGE), Enea, PKN Orlen i Polenergia, które zgłosiły uwagi w ramach procedury konsultacji publicznych.
Zdaniem PGE, cena maksymalna nie powinna odnosić się do referencyjnego projektu, a do projektu o najmniej korzystnych warunkach, który mógłby być realizowany w ramach I fazy wsparcia. Cena maksymalna powinna także uwzględniać inflację prognozowaną na lata 2022 i 2023, wskazano w uwagach spółki.
Również w uwagach zgłoszonych przez Eneę wskazano, że metodologia przyjęta w projekcie powoduje, że wyznaczona cena faktycznie jest ceną średnią, referencyjną a nie ceną maksymalną. Obawy spółki budzi również przyjęcie założenia o utrzymaniu się średniego kursu 4,31 PLN/EUR w ciągu najbliższych 5 lat. Zdaniem Enei, ewentualne ryzyko udzielenia nadwsparcia wydaje się mocno ograniczone dzięki wielokrotnej weryfikacji ceny kontraktu.
PKN Orlen uważa, że konieczne jest uzupełnienie metodyki o krok wyznaczający cenę maksymalną w oparciu o uzyskaną już w pierwszym kroku cenę średnią. Dodatkowo powinna zostać dokonana analiza wrażliwości pod kątem danych, które mają największy wpływ na LCOE.
Także Polenergia uważa, że podana w projekcie rozporządzenia cena nie może zostać uznana za maksymalną, a ustalenie jej na poziomie 301,5 zł/MWh nie tylko zredukuje łączną moc projektów, które mają szansę zostać zrealizowane przed 2030 r., ale też może istotnie ograniczyć możliwość wykorzystania potencjału krajowego przemysłu, jako źródła dostaw materiałów i usług dla morskich farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim.
W uwagach zgłoszonych przez Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej (PSEW) zaproponowano ustalenie ceny maksymalnej na poziomie 372,17 zł/MWh.
Kilkanaście dni temu wiceminister klimatu i środowiska Ireneusz Zyska zapowiadał, że cena zaproponowana w projekcie rozporządzenia na poziomie 301,5 zł za MWh nie jest ustalona na poziomie ostatecznym i będzie zależała również od wyników konsultacji.
Cena maksymalna, która zostanie ostatecznie przyjęta, będzie podstawa dla prezesa URE w zakresie wydawania decyzji o pomocy publicznej dla wszystkich inwestorów i deweloperów, którzy wystąpią o pomoc. Przy czym projekty mają podlegać indywidualnej notyfikacji w Komisji Europejskiej. Według założeń ustawowych, prezes URE będzie mógł każdorazowo weryfikować tę cenę, ale tylko w dół. Nie będzie mógł jej podnieść.
(ISBnews)
Warszawa, 26.02.2021 (ISBnews) - Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ) skierowało do konsultacji projekt rozporządzenia w sprawie ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii (OZE) w 2021 r. oraz okresów obowiązujących wytwórców, którzy wygrają aukcje w 2021 r, wynika z informacji na stronach Rządowego Centrum Legislacji.
Projektowane rozporządzenie ma określić maksymalną cenę za 1 MWh, za jaką może zostać w 2021 r. sprzedana przez wytwórców w drodze aukcji energia elektryczna z OZE i tym samym umożliwić rozstrzygnięcie aukcji.
"Wprowadzenie ceny referencyjnej oznacza, że oferty powyżej jej wartości będą automatycznie odrzucane, nawet jeśli nie będzie innych ofert, co skutkować może brakiem osiągnięcia założonego dla danej aukcji celu w zakresie zakontraktowania odpowiedniego wolumenu energii. Wysokość ceny referencyjnej jest to maksymalny poziom ceny, ustalony jako 'rozsądny', który jest zgodny z przewidywanymi kosztami budowy i eksploatacji instalacji OZE" – czytamy w uzasadnieniu.
Podano także, że w 30 przypadkach zaproponowane wartości cen referencyjnych są analogiczne z wartościami z roku 2020. W trzech natomiast przypadkach zdecydowano się je obniżyć.
Obniżki cen dotyczą energii z instalacji o łącznej mocy większej niż 1 MW wykorzystujących do wytwarzania energii wyłącznie energię wiatru na lądzie, a także instalacji o łącznej mocy nie większej niż 1 MW a także większej niż 1 MW, wykorzystujących wyłącznie energię promieniowania słonecznego.
Jak wskazano, zmiany są wynikiem postępującego spadku kosztów wytwarzania energii we wskazanych rodzajach instalacji, czego dowodem są wyniki aukcji na sprzedaż energii elektrycznej wytworzonej w instalacjach odnawialnych źródeł energii przeprowadzonych w 2020 r.
Proponowana w projekcie rozporządzenia cena referencyjna dla instalacji o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 1 MW, wykorzystujących wyłącznie energię wiatru na lądzie wynosi 230 zł/MWh. W przypadku instalacji o łącznej mocy nie większej niż 1 MW, wykorzystujących wyłącznie energię promieniowania słonecznego do wytwarzania energii elektrycznej cena referencyjna wynosi 340 zł/MWh, a dla instalacji o łącznej mocy większej niż 1 MW, wykorzystujących wyłącznie energię promieniowania słonecznego do wytwarzania energii elektrycznej cenę tę ustalono na poziomie 320 zł/MWh.
Projektowane rozporządzenie stanowi także, że okres obowiązku zakupu energii elektrycznej oraz okres, w którym przysługuje prawo do pokrycia ujemnego salda, w odniesieniu do energii wytworzonej w instalacjach OZE przysługujące wytwórcom, którzy wygrali aukcję przez okres 15 lat od dnia wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej w tych instalacjach.
(ISBnews)
Warszawa, 23.02.2021 (ISBnews) - Urząd Regulacji Energetyki (URE) pracuje na zmianami modelu regulacyjnego dla przedsiębiorstw ciepłowniczych, które pozwoliłyby zapewnić im wkład własny na nowe inwestycje, poinformował prezes Rafał Gawin.
"Sygnały, że w sektorze ciepłowniczym nie ma wystarczających pieniędzy - przede wszystkim wystarczających na podjęcie nowych inwestycji - płyną z rynku od dłuższego czasu. Moje rozeznanie prowadzi do wniosku, że model taryfowy, stosowany od wielu lat, jest modelem dobrym na czasy modernizacji i odtwarzania majątku, ale być może nie czasy dynamicznych zmian" - powiedział Gawin podczas panelu na konferencji Powerpol.
Wskazał, że model kosztowy odzwierciedla sytuację w gospodarce, ale być może nie w sposób bardzo dynamiczny, bo bazuje na wskaźnikach inflacyjnych. Tymczasem w kwestii kosztów operacyjnych, zmiany w ostatnich latach były dużo bardziej dynamiczne. Zmiany w energetyce - nie tylko w ciepłownictwie - to także transformacja, która wiąże się z dużymi inwestycjami, które wymagają również środków własnych, nie tylko zewnętrznych.
"Dostrzegamy to w Urzędzie, nasze prowadzone co roku badania pokazują kondycję sektora. Ona jest różna w przypadku przedsiębiorstw regulowanych kosztowo i tych korzystających z regulacji uproszczonej. Naszym zdaniem regulacja uproszczona sama w sobie powoduje, że sytuacja przedsiębiorstw nie jest stabilna, ona się dużo bardziej dynamiczne zmienia" - dodał prezes.
Jednym z ważnych czynników są koszty uprawnień do emisji CO2, których model uproszczony nie przenosi.
"Pracujemy nad tym, aby nasz model regulacyjny odpowiednio dopasować do nowej sytuacji. Wychodzimy z założenia, że model powinien być dopasowany do inwestycji, więc punktem startowym powinno być zamierzenie inwestycyjne. Jeśli takowe pojawi się po stronie przedsiębiorstwa, to szukamy rozwiązań, które dadzą środki na inwestycje. Zmierzamy do tego, by rozdzielić strumień kosztów uzasadnionych i strumień zwrotu z kapitału, by ich nie regulować razem i stricte przychodowo, po to, by zapewnić zwrot z kapitału dla przedsiębiorstw, które chcą inwestować. Natomiast w obszarze kosztów uzasadnionych zastanawiamy się, jak inaczej spojrzeć na ich indeksowanie w inny sposób niż poprzez wskaźnik inflacji" - podsumował Gawin.
Zmiany będą dotyczyć głównie przedsiębiorstw wytwarzających ciepło dla sieci ciepłowniczych.
(ISBnews)
Warszawa, 23.02.2021 (ISBnews) - Jedną z lokalizacji, rozważanych dla przyszłej elektrowni jądrowej jest Bełchatów, poinformował pełnomocnik rządu do spraw strategicznej infrastruktury energetycznej Piotr Naimski. Dodał, że jest nie jest to pierwszy wybór, ale wybór "w drugiej kolejności". Potwierdził też, że w przypadku elektrowni jądrowej "mówmy o roku 2033 jako pierwszym".
"W 'Planie Strategii dla Polskiej Energetyki Jądrowej' jako jedno z miejsc dla elektrowni przewidywany jest Bełchatów. On nie będzie w pierwszej kolejności, będzie najprawdopodobniej w drugiej kolejności, ale ponieważ przyjmujemy dwie przynajmniej lokalizacje, w związku z tym Bełchatów jest brany pod uwagę" - powiedział Naimski podczas posiedzenia sejmowej Komisji do Spraw Energii, Klimatu i Aktywów Państwowych.
Podkreślił, że chodzi o to, żeby wykorzystać "to, co tam mamy". "Te sieci oczywiście się starzeją, one będą wymagały modernizacji, ale łatwiej jest modernizować sieci wysokiego napięcia niż budować nowym szlakiem" - dodał.
Według niego, "to jest logika po prostu nieodparta, że w tym miejscu to, co ewentualnie będziemy musieli zakończyć czyli eksploatację węgla brunatnego i bloki na węglu brunatnym będzie zastępowalne innym źródłem".
Potwierdził, że jeżeli mówimy o elektrowni jądrowej, "mówmy o roku 2033 jako pierwszym".
"Rozumiem, że są pewne wątpliwości, czy to się uda, czy się nie uda. Robimy to, przygotowujemy i jesteśmy przekonani, że Polskę będzie stać na ten wysiłek i ze dokonamy tego" - dodał.
Rada Ministrów 2 lutego br. przyjęła uchwałę w sprawie "Polityki energetycznej Polski do 2040 r.", która przewiduje m.in. uruchomienie pierwszej elektrowni jądrowej w 2033 r.
Jak informował "Business Insider", powołując się na dokument "Polityka Energetyczna Polski 2040 r.", w Polsce ma powstać sześć bloków elektrowni atomowej, potencjalnie zlokalizowanych w czterech miejscach. Dwie z nich miałyby znajdować się na Pomorzu w okolicach polskiej linii brzegowej (Lubiatowo-Kopalino oraz Żarnowiec). Rozpatrywane miały być też lokalizacje na północ od Konina (okolice obecnej elektrowni Pątnów) oraz elektrowni Bełchatów w województwie łódzkim. Uruchomienie pierwszego bloku (o mocy 1-1,6 GW) pierwszej elektrowni jądrowej zaplanowano na 2033 r. W kolejnych latach planowane ma być uruchomienie kolejnych pięciu takich bloków w odstępach 2–3 lat.
(ISBnews)
Warszawa, 22.02.2021 (ISBnews) - Struktura koszyków aukcyjnych w tegorocznych aukcyjnych zależy od przeprowadzenia zmian legislacyjnych, w tym od możliwych zmian w tzw. ustawie odległościowej, uważa dyrektor Departamentu Źródeł odnawialnych w Urzędzie Regulacji Energetyki (URE) Katarzyna Szwed-Lipińska.
"Od dłuższego czasu obserwujemy bardzo duże zainteresowanie koszykiem instalacji do 1 MW, gdzie przybywa elektrowni fotowoltaicznych. Powyżej 1 MW od dwóch lat pojawiły się elektrownie fotowoltaiczne, natomiast wyczerpały się projekty elektrowni wiatrowych" - powiedziała Szwed-Lipińska podczas panelu na konferencji Powerpol.
Tegoroczne aukcje zaplanowane są na czerwiec, ponieważ według obecnego stanu prawnego do wtedy obowiązuje aktualny system wsparcia. Jednak w procesie legislacyjnych jest już nowelizacja ustawy o odnawialnych źródłach energii, zgodnie z którą przedłużone ma zostać obowiązywanie systemu aukcyjnego.
"Być może tegoroczna aukcja nie będzie przeprowadzona w czerwcu, tylko później, chcąc zapewnić jak największej liczbie inwestorów możliwość udziału" - powiedziała dyrektor.
"To co też jest kluczowe z punktu widzenia struktury koszyka, to nowelizacja ustawy odległościowej. Jeżeli faktycznie zostaną przyjęte zmiany w tym obszarze, to jest prawdopodobne, że w koszyku powyżej 1 MW walka będzie dużo bardziej wyrównana" - wskazała także Szwed-Lipińska.
Dodała, że proces pre-certyfikacji jest obecnie de facto zawieszony, ponieważ uczestnicy nie składają wniosków, czekając na zmiany legislacyjne.
Zgodnie z obowiązującą od czerwca 2016 r. ustawą o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych, elektrownię wiatrową o mocy większej niż 40 kW można postawić w odległości nie mniejszej niż 10-krotność jej wysokości wraz z wirnikiem i łopatami (10h) od zabudowań mieszkalnych i mieszanych, w skład której wchodzi funkcja mieszkaniowa oraz obszarów szczególnie cennych z przyrodniczego punktu widzenia (np. parków narodowych czy krajobrazowych i rezerwatów).
(ISBnews)