PL EN DE
ESG stymuluje rozwój zielonej transformacji. PGE planuje wielomiliardowe inwestycje w OZE i dystrybucję

W ramach transformacji energetycznej PGE zrealizuje w najbliższych latach potężne, wielomiliardowe inwestycje w OZE i dystrybucję, ale – aby ułatwić pozyskiwanie finansowania na te inwestycje – musi w większym stopniu odpowiedzieć na oczekiwania instytucji, które będą je współfinansować

Musimy wychodzić naprzeciw oczekiwaniom związanym z realizacją ścieżki dekarbonizacji oraz wplataniem elementów ESG w strategię biznesową – zaznacza Filip Osadczuk, pełnomocnik zarządu ds. ESG oraz dyrektor Departamentu Relacji Inwestorskich i ESG w PGE Polskiej Grupie Energetycznej.

Kwestie ESG i raportowanie czynników niefinansowych stały się ważne dla inwestorów i instytucji finansowych. To wynika z presji, której są poddawane przez swoich własnych klientów i inwestorów. I tak naprawdę poszczególne instytucje same uczą się w tej chwili, jak o tych sprawach rozmawiać – mówi Filip Osadczuk.

ESG, czyli środowisko, odpowiedzialność społeczna i ład korporacyjny (akronim od ang. Environmental, Social and Governance), to niefinansowe aspekty działalności, które obejmują m.in. to, w jaki sposób firma neutralizuje swoje emisje CO2, dąży do zeroemisyjności i dba o kwestie ważne społecznie. ESG to dziś główne kryterium zrównoważonego rozwoju przedsiębiorstw, coraz częściej brane pod uwagę przez inwestorów czy banki, którzy na tej podstawie decydują o zaangażowaniu kapitałowym albo udzieleniu finansowania. Dlatego firmy, które nie przyłożą do ESG odpowiedniej wagi, muszą się liczyć z utrudnionym i droższym dostępem do kapitału.

Rosnące znaczenie ESG to jednak nie tylko efekt coraz większej presji klientów, oczekiwań inwestorów i sektora finansowego, ale także zmian legislacyjnych, bo UE stale dokłada firmom kolejnych obowiązków regulacyjnych w tym zakresie. Przykładem jest chociażby obowiązujące od ubiegłego roku unijne rozporządzenie SFDR (2019/2088), które obliguje inwestorów finansowych do uwzględnienia ryzyk wynikających z ESG oraz wpisania zagadnień ESG w swoje strategie inwestycyjne. 

Regulacje dążą do tego, żeby zrównać raportowanie niefinansowe z raportowaniem finansowym. W efekcie firmy będą w coraz większym stopniu koncentrowały się na tych niefinansowych aspektach działalności – mówi ekspert.

Jak wskazuje, ESG jest też narzędziem, które ma stymulować rozwój zielonej transformacji i prowadzić do tego, aby środki finansowe były przekierowywane w stronę zrównoważonych, zielonych inwestycji. Dlatego stanowi impuls dla spółek energetycznych do zmiany koncentracji działalności.

PGE Polska Grupa Energetyczna do transformacji w obszarze ESG przygotowuje się już od ponad dwóch lat, od kiedy ogłosiła nową strategię biznesową do 2030 roku z perspektywą do 2050 roku, w której zostały określone kierunki dekarbonizacji i dojścia do neutralności klimatycznej.

Strategia biznesowa w dzisiejszych realiach musi być jednoznacznie powiązana ze strategią zrównoważonego rozwoju. Takie są oczekiwania ze strony instytucji finansujących naszą działalność. A nasza działalność to w najbliższych latach tak naprawdę bardzo pokaźne inwestycje, na które będziemy potrzebowali finansowania – zapowiada Filip Osadczuk.

PGE jest największą grupą energetyczną w Polsce. Wytwarza ok. 44 proc. energii elektrycznej i ok. 20 proc. ciepła sieciowego, a obszar dystrybucji energii elektrycznej obejmuje ok. 40 proc. powierzchni kraju. Dlatego jej rola w transformacji polskiego systemu elektroenergetycznego jest fundamentalna. Tylko w 2020 roku spółki z Grupy PGE zainwestowały 1,6 mld zł w projekty wspierające transformację energetyczną, z czego blisko 40 proc. stanowiły strategiczne inwestycje rozwojowe w energetykę odnawialną.

Inwestycje w odnawialne źródła energii są oczywiście kluczowe, natomiast nie jest to jedyna część, na której się koncentrujemy, bo często zapomina się o kwestii inwestycji w dystrybucję, będącą układem krwionośnym energetyki, dzięki któremu możliwa jest absorpcja źródeł odnawialnych. I tak naprawdę wielomiliardowe inwestycje w Grupie PGE będą szły właśnie na działalność dystrybucyjną, na wzmacnianie sieci, możliwości przyłączania nowych źródeł odnawialnych – mówi dyrektor Departamentu Relacji Inwestorskich i ESG w PGE Polskiej Grupie Energetycznej.

Jak wskazuje, aby ułatwić pozyskiwanie finansowania na te inwestycje w transformację energetyczną, spółka musi w większym stopniu odpowiedzieć na oczekiwania instytucji, które będą ją współfinansować. Temu m.in. ma służyć wydzielenie z grupy aktywów węglowych i przekazanie ich do nowego podmiotu, Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, które powinno zakończyć się wiosną. Jak wskazywał wcześniej prezes zarządu PGE Wojciech Dąbrowski, wynika ono z faktu, że instytucje finansowe i ubezpieczyciele nie chcą już dziś finansować podmiotów, które mają w swoim portfolio źródła oparte na węglu kamiennym i brunatnym.

Transformacja energetyczna to przedsięwzięcie, które dotyka wszystkich, a żeby je zrealizować, konieczne jest zaangażowanie całej organizacji oraz podmiotów zewnętrznych, a zwłaszcza instytucji finansowych, które będą tę transformację współfinansować. W tym celu musimy wychodzić naprzeciw ich oczekiwaniom związanym z realizacją ścieżki dekarbonizacji oraz wplataniem elementów ESG w strategię biznesową – mówi Filip Osadczuk.

Działania ESG są realizowane w Grupie PGE w coraz szerszym zakresie, uwzględniającym rosnące wymagania regulacyjne, jak i pochodzące bezpośrednio od interesariuszy zewnętrznych. Spółka już w 2020 roku wdrożyła otwartą politykę informowania o działaniach z obszaru zrównoważonego rozwoju, a rok później zainicjowała projekt liczenia śladu węglowego w ramach poszczególnych, należących do niej podmiotów oraz utworzyła Komitet ds. Zrównoważonego Rozwoju, którego zadaniem jest nadzorowanie zarządzania obszarem ESG w PGE Polskiej Grupie Energetycznej.

W przytaczanym przez CIRE ubiegłorocznym raporcie FDI Confidence Index, opracowanym przez firmę doradczą Kearney, aż 94 proc. badanych przyznało, że ESG jest obecne w strategii ich przedsiębiorstw, a 89 proc. oceniło, że stosowanie się do ESG daje im przewagę nad konkurencją. Jednocześnie 73 proc. ankietowanych dostrzegło, że w ciągu ostatnich trzech lat czynniki ESG nabrały mocno na znaczeniu.

Zbliżone wnioski pokazuje też ubiegłoroczny raport firmy doradczej PwC („ESG – miecz Damoklesa czy szansa na strategiczną zmianę?”), według którego prawie 1/3 inwestorów ma już wypracowaną politykę w zakresie monitorowania spółek pod kątem ryzyk ESG, a 29 proc. inwestorów deklaruje, że obniżyłoby wycenę lub wycofałoby się z inwestycji, gdyby ryzyka ESG były zbyt wysokie.

Prekonsultacje zmian regulacji w zakresie wyznaczania charakterystyki energetycznej budynku lub części budynku oraz wzorów świadectw charakterystyki energetycznej

Opublikowano zaproszenie do udziału w prekonsultacjach projektu rozporządzenia Ministra Rozwoju i Technologii w sprawie metodologii wyznaczania charakterystyki energetycznej budynku lub części budynku oraz sporządzania świadectw charakterystyki energetycznej. Opinie zbierane są do 28 lutego 2023 r.

Dlaczego opracowano projekt rozporządzenia?

Projekt realizuje założenia oczekiwanej od dawna nowelizacji sposobu wyznaczania charakterystyki energetycznej budynku lub części budynku oraz sposobu wyrażania charakterystyki energetycznej w postaci świadectw charakterystyki energetycznej w oparciu o takie kryteria jak:

- zgodność z Dyrektywą 2010/31/UE w sprawie charakterystyki energetycznej budynków, z uwzględnieniem zmian wprowadzonych Dyrektywą 2018/844;

- prawidłowość procedur obliczeniowych oraz przyjmowanych założeń do obliczeń;

- adekwatność wartości współczynników, jednostkowych strat ciepła i wskaźników;

- czytelność i przystępność świadectw charakterystyki energetycznej.


Co było podstawą dla proponowanych zmian?

Nowe brzmienie rozporządzenia powstało na bazie obowiązujących przepisów, przy jednoczesnym uwzględnieniu wyników ekspertyzy, przeprowadzonej w przedmiotowym zakresie przez Krajową Agencję Poszanowania Energii S.A.


Jakie są główne założenia projektu?

Projekt uwzględnia wiele zmian, w tym w zakresie metody obliczeniowej, prezentacji charakterystyki energetycznej w postaci klas energetycznych czy samego wyglądu i zawartości świadectwa charakterystyki energetycznej budynku lub części budynku.

Proponowane treści wychodzą naprzeciw zdefiniowanym problemom związanym z aspektami technicznymi i obliczeniowymi, wśród których najbardziej znaczące to:

- zastosowanie nieadekwatnych metod obliczenia zapotrzebowania na energię dla różnych typów budynków, różnie użytkowanych i wyposażonych;

- przyjmowanie uproszczonych założeń wskaźnikowych, szczególnie w aspekcie obliczania zapotrzebowania na ciepło do przygotowania ciepłej wody użytkowej oraz wyznaczania średniego strumienia powietrza wentylacyjnego;

- ograniczenia w określaniu energii związanej z chłodzeniem, zapotrzebowania wynikającego z ciepła utajonego oraz z uwzględnieniem przegrzewania pomieszczeń.

Wśród zaproponowanych zmian warto zwrócić szczególną uwagę na metodę godzinową, jako podstawową metodę wyznaczania zapotrzebowania na energię w budynkach (pozostawiono jednocześnie dopuszczenie metody miesięcznej dla budynków mieszkalnych jedno i wielorodzinnych), jak również zastąpienie dotychczasowego tzw. suwaka, będącego wizualną prezentacją charakterystyki energetycznej budynku lub części budynku, systemem klas energetycznych.



Termin i forma zgłaszania uwag oraz dokumentacja

Szczegóły są na stronie Ministerstwa Rozwoju i Technologii
Polska sprzedała uprawnienia do emisji CO2 po 91,91 euro

Przeprowadzona w środę 1 lutego na EEX w imieniu Polski aukcja uprawnień do emisji CO2 została rozliczona po kursie 91,91 euro. Uczestnicy zgłosili zapotrzebowanie na 4 989 000 uprawnień wobec oferowanych 2 676 000

Aukcję uprawnień do emisji CO2 z 1 lutego 2023 r. komentuje dla CIRE.PL Tomasz Marek Bujacz – Senior Corporate Sales Trader w Vertis Environmental Finance.

„W ciągu ostatnich 6 sesji ceny uprawnień do emisji CO2 zyskały 17 euro. Silne rezultaty aukcji w połączeniu z bardzo aktywnymi kupującymi spowodowały wybicie powyżej psychologicznego progu oporu przy 90 euro. 

Przyśpieszenie wzrostów nastąpiło wczoraj ok. godz. 13:15, kiedy w ciągu zaledwie 2 min przehandlowany wolumen wzrósł o 1,5 mln ton. 

Ceny miksu energetycznego w ostatnim czasie były stabilne, nie widzieliśmy gwałtownych wzrostów na gazie. Ten nadal wyceniany jest najniżej od października 2021 r. W ostatnim czasie nie odbyły się żadne spotkania polityczne, które mogłyby wpłynąć na tak znaczący wzrost cen. Do końca rozliczenia emisji za poprzedni rok pozostało 12 tygodni” – komentuje Senior Corporate Sales Trader w Vertis Environmental Finance.




„Przeprowadzona w środę 1 lutego 2023 r. na EEX w imieniu Polski aukcja uprawnień do emisji dwutlenku węgla została rozliczona po kursie 91,91 euro. Uczestnicy zgłosili zapotrzebowanie na 4 989 000 uprawnień, wobec oferowanych 2 676 000, co dało współczynnik pokrycia na poziomie 1,86.

22 uczestników rynku złożyło oferty zakupu, natomiast 18 otrzymało jednostki.  

W sumie do budżetu wpłynie 245 951 160 euro. 

Najniższe oferty znalazły się na poziomie 50,00 euro, najwyższe natomiast na poziomie 99,00 euro” – informuje Tomasz Marek Bujacz.


.


„Z analizy technicznej współczynnik siły względnej dla EUA znajduje się na poziomie 70, pierwszymi progami wsparcia w przypadku korekty mogą być: 91,18; 90,00; 84,69 oraz 83,73 euro. Z kolei w przypadku wzrostów pierwszym oporem może być 100 euro” – podsumowuje Tomasz Marek Bujacz. 

Vertis/CIRE.PL
W Elektrowni Rybnik rozpoczęła się budowa kotłowni rozruchowej, która zwiększy jej elastyczność

9 stycznia br. rozpoczęła się budowa kotłowni rozruchowej w Elektrowni Rybnik należącej do spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna z Grupy PGE. Inwestycja zwiększy elastyczność bloków energetycznych poprzez umożliwienie ich szybkiego uruchomienia, gdy bloki pozostają w postoju. Kotłownia rozruchowa pozwoli Elektrowni Rybnik jeszcze szybciej reagować na dyspozycje PSE, operatora systemu przesyłowego, dotyczące zwiększania mocy na wyłączonych w danym momencie jednostkach wytwórczych

Dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii na terenie Polski, w którym największy udział ma PGE Polska Grupa Energetyczna, wymusza na energetyce węglowej konieczność utrzymania dużej elastyczności pracy poszczególnych bloków energetycznych, w tym możliwości ich szybkiego uruchomiania w sytuacjach otrzymania od operatora krajowego systemu elektroenergetycznego dyspozycji zwiększenia mocy. Wobec coraz większej ilości energii z wiatru i słońca w systemie energetycznym od elektrowni węglowych wymaga się częstego zmniejszania mocy wytwórczych oraz ich zwiększania w sytuacjach, gdy ze względu na warunki atmosferyczne odnawialne źródła energii nie mogą pracować z pełną mocą.

Elastyczność pracy bloków węglowych staje się dziś jednym z najważniejszych parametrów i z tego względu Elektrownia Rybnik podjęła decyzję o budowie na swoim terenie kotłowni rozruchowej, która pozwoli jej sprawniej reagować na otrzymywane od operatora dyspozycje zwiększania mocy na blokach energetycznych przebywających w tymczasowym postoju.

Pierwszy etap budowy obejmuje prace ziemne, których elementem jest wykonanie pali pod fundamenty budynku kotłowni oraz komina. Zakończenie prac budowlanych związanych z wykończeniem budynku kotłowni rozruchowej oraz układu wyprowadzenia spalin zaplanowano na koniec marca br. W kolejnych miesiącach zostaną dostarczone główne urządzenia, czyli wytwornice pary oraz palniki dwupaliwowe. Zakończenie całości robót montażowych instalacji technologicznych zaplanowano na sierpień 2023 r. Do tego czasu zrealizowane zostaną również wszystkie prace związane z elektryką i automatyką nowej instalacji.

Po okresie uruchomienia, testowania i rozruchu zamontowanych urządzeń i instalacji nastąpi przekazanie inwestycji obsłudze elektrowni. Wtedy rozpoczną się także pomiary parametrów gwarantowanych, które wykona akredytowana firma pomiarowa.

Zaplanowane prace rozpoczęły się zgodnie z przyjętym harmonogramem – mówi Bernard Ptaszyński, dyrektor Elektrowni Rybnik.

Budowa kotłowni rozruchowej w rybnickiej elektrowni pozwoli na zapewnienie ciągłości dostaw energii, co z kolei przekłada się na utrzymanie bezpieczeństwa energetycznego kraju. Inwestycja ułatwi elastyczność całego procesu produkcji energii oraz umożliwi szybkie dostosowanie się do aktualnej sytuacji i potrzeb systemu – dodaje.

Głównymi elementami kotłowni rozruchowej będą dwie wytwornice pary. Ich instalacja obniży tzw. minimum techniczne elektrowni, czyli minimalną ilość bloków energetycznych, które muszą stale pracować w elektrowni, aby w razie potrzeby wytworzyć właściwą ilość pary niezbędną do rozruchu kolejnych bloków, które aktualnie będą w postoju. Nowe wytwornice pary dostarczą parę dla potrzeb rozruchu bloków, układów ciepłowniczych oraz grzania mazutu. Wytwornice opalane będą olejem lekkim, a w późniejszym czasie gazem ziemnym. Wyposażone zostaną w układ automatycznej regulacji oraz automatycznego uruchomienia i wyłączenia, co umożliwi ich 24-godzinną pracę bez konieczności nadzoru.

Generalnym realizatorem inwestycji jest Zakład Automatyki Przemysłowej INTEC Sp. z o. o. Głównym podwykonawcą robót budowlanych jest firma UNIBEP S.A., a dostawcą dwóch wytwornic pary jest Viessmann Sp. z o.o.

 

Departament Komunikacji PGE GiEK

Ponad 2 miliony inteligentnych liczników w sieci Energa-Operator

Liczba liczników zdalnego odczytu zamontowanych w sieci dystrybucyjnej Energa-Operator przekroczyła wraz z początkiem nowego roku dwa miliony. Obecnie zdalnym pomiarem objętych jest już blisko 70% przyłączonych do sieci Energa-Operator odbiorców, prosumentów i wytwórców

Energa-Operator jest liderem zdalnego opomiarowania w Polsce. Już w najbliższym czasie wypełnimy wymogi  nowelizacji ustawy Prawo energetyczne z dnia 20 maja 2021, osiągając zakładany w niej na 2028 rok 80% poziom zdalnego opomiarowania, znacząco przed wskazanym terminem. Do roku 2026 mamy w planach zamontowanie liczników zdalnego odczytu u wszystkich przyłączonych do naszej sieci dystrybucyjnej uczestników rynku energii elektrycznej – mówi Łukasz Głowacki Dyrektor Departamentu Pomiarów Energa-Operator. 

Zdalny pomiar to filar transformacji energetycznej

Inteligentne liczniki będą niezbędne do prawidłowego bilansowania systemu elektroenergetycznego, w którym wiodącą rolę odgrywają odnawialne źródła energii elektrycznej. Pozwolą m.in. na identyfikowanie zdarzeń sieciowych wymagających reakcji w celu utrzymania ciągłości i jakości świadczenia usług dystrybucji energii elektrycznej. Umożliwią także dokładniejsze prognozowanie zapotrzebowania na energię elektryczną i moc oraz odpowiednie zaplanowanie pracy źródeł wytwórczych. Dzięki temu można będzie sprawnie uzupełnić ewentualny brak mocy przy niesprzyjających do generacji energii z OZE warunkach atmosferycznych lub też ograniczyć wytwarzanie z OZE przy braku popytu na energię elektryczną w danym czasie i na danym obszarze.

Zdalne urządzenia pomiarowe zapewnią też m.in. możliwość monitorowania parametrów dostarczanej energii i powiadomienia operatora o błędach technicznych sieci, takich jak np. brak fazy. Zdalnie realizowane są też już niektóre usługi, takie jak zmiana grupy taryfowej w przypadku zmiany umowy przez klienta.

Niezwykle istotną funkcją zdalnego pomiaru, będzie umożliwienie szerokiego uczestnictwa użytkowników sieci elektroenergetycznej w rynku nowych usług związanych z transformacją energetyczną m.in. tych dotyczących elastyczności sieci, a także powstanie nowych dynamicznych taryf, w których np. cena energii elektrycznej będzie mogła być aktualizowana co godzinę w zależności od aktualnego poziomu jej generacji i zapotrzebowania na nią.

Dwie umowy na liczniki w ostatnim czasie

Energa-Operator zawarła pod koniec ubiegłego roku dwie umowy na dostawy ponad 220 tysięcy liczników 1 fazowych oraz 250 tysięcy 3 fazowych, a także przeszło 23 tysięcy modemów komunikacji zastępczej.

Zamówione w ramach umów urządzenia, których montaż wkrótce się rozpocznie, spełniają najnowsze normy komunikacji z wykorzystaniem linii elektroenergetycznej (PLC – Power Line Communication), zgodne ze standardem PRIME 1.4. Standard ten współtworzony był przez pracowników Energa-Operator na bazie ich innowacyjnego pomysłu.

PRIME (Powerline Intelligent Metering Evolution) Alliance, to międzynarodowa organizacja zrzeszająca m.in. przedsiębiorstwa zajmujące się dystrybucją energii elektrycznej, a także największe na świecie przedsiębiorstwa produkujące sprzęt do pomiaru jej zużycia. Celem jej działania jest tworzenie otwartych specyfikacji technicznych umożliwiających, różnym wytwórcom, produkcję urządzeń mogących wzajemnie współdziałać ze sobą w ramach jednej sieci dystrybucyjnej.

Najnowszy opracowany przez PRIME standard 1.4, dzięki wykorzystaniu szerszego pasma do transmisji danych, jest dużo bardziej odporny na ewentualne zakłócenia wprowadzone do sieci przez urządzenia odbiorców, takie jak np. coraz częściej stosowane oświetlenie LED. Liczniki zdalnego odczytu pracujące w tym standardzie wykorzystują 8 kanałów, w których mogą się komunikować, wybierając ten, w którym zakłócenia są najmniejsze. Dodatkowym atutem standardu PRIME 1.4 jest możliwość przesyłania większej ilości informacji.

Największe wyzwanie jeszcze przed nami, ponieważ oczekiwania co do funkcjonowania zdalnej infrastruktury pomiarowej są bardzo wysokie. Celem jest zapewnienie możliwości codziennego przekazywania do Operatora Informacji Rynku Energii kompletu rejestrów, pozyskiwanych z każdego licznika zdalnego odczytu zainstalowanego w sieci Energa-Operator, w czasie rzeczywistym, w granulacji danych godzinowych i minutowych – mówi Ewa Sikora Dyrektor Pionu Usług Dystrybucyjnych Energa-Operator 

Analogiczne wyzwania dotyczą przyjmowania i realizowania zleceń na rzecz klientów Energa-Operator w ciągu minut, w stosunku do obecnie przewidzianego na to czasu, który wynosi od 14 do 30 dni. Dlatego najbliższe lata w obszarze technicznej obsługi odbiorców to okres, w którym będziemy dokonywać transformacji energetycznej obejmującej działalność operacyjną w tym aspekcie funkcjonowania Spółki. Jednocześnie bardzo mocno skupimy się też na tworzeniu standardów, przy jeszcze większej niż do tej pory współpracy z obszarami działalności informatycznej i telekomunikacyjnej. - dodaje Ewa Sikora.

Wdrożenie przez Energa-Operator liczników wykorzystujących standard PRIME 1.4, na tak szeroką skalę, będzie jednym z pierwszych tego typu w Europie.

Enea Operator buduje nową stację energetyczną z myślą o rozwoju OZE

Enea Operator realizuje kolejną inwestycję w ramach programu modernizacji sieci energetycznej Poznań2030

Inwestycja obejmie budowę nowej stacji 110/15 kV Szczepankowo wraz z powiązaniami.

Nowa stacja przyczyni się do rozwoju energetyki odnawialnej na terenie Poznania i okolic – wzrosną możliwości przyłączenia źródeł OZE.

Pod koniec zeszłego roku Enea Operator przekazała wykonawcy plac budowy, na którym powstaje nowa stacja energetyczna - Główny Punkt Zasilający (GPZ) Szczepankowo. GPZ zlokalizowany będzie w południowo-zachodniej części Poznania, tuż przy węźle drogowym „Krzesiny” na autostradzie A2. Inwestycja obejmuje także budowę linii kablowych wysokiego napięcia 110 kV niezbędnych do zasilenia stacji, jak również budowę powiązań linii średniego napięcia z już istniejąca siecią elektroenergetyczną.

Celem budowy nowej stacji, właśnie w tym rejonie, jest umożliwienie rozwoju energetyki odnawialnej na obszarze Poznania oraz powiatu poznańskiego, gdzie liczba inwestycji OZE dynamicznie rośnie – powiedział Marek Rusakiewicz, p.o. prezesa Enei Operator.

Enea Operator tylko w trzech pierwszych kwartałach 2022 roku przyłączyła ponad 36 tys. odnawialnych źródeł energii o łącznej mocy ponad 670 MW. Obecnie do sieci Enei Operator przyłączonych jest ponad 150 tys. źródeł rozproszonych o mocy ponad 3,7 GW.

Łączna wartość inwestycji to niemal 26 mln złotych. Przedsięwzięcie zostało objęte dofinasowaniem z Europejskiego Funduszu Spójności w ramach działania  1.1. Wspieranie wytwarzania i dystrybucji energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020. Kwota dofinasowania to ponad 10,6 mln zł.

Zakończenie budowy GPZ Szczepankowo planowane jest na przełomie 2023 i 2024 r.

Pewność zasilania oraz zapewnienie możliwość rozwoju Poznania i aglomeracji poznańskiej są niezwykle istotne dla Enei Operator. W ostatnim czasie na terenie aglomeracji do ruchu wprowadzono nową rozdzielnię sieciową Garaszewo (110 kV) wraz z przebudowanymi liniami wysokiego napięcia 110kV Garaszewo-Żegrze oraz Garaszewo-Starołęka. Dodatkowo dla wsparcia zasilania Miasta Poznania powstały nowe odcinki linii energetycznej 110 kV w celu wyprowadzenia mocy z Stacji Elektroenergetycznej Kromolice relacji Kromolice - Swarzędz i Kromolice – Nagradowice.

Na ukończeniu jest także budowa GPZ Towarowa, powstającego na terenie tzw. Wolnych Torów w Poznaniu. Pod koniec roku 2022 Enea Operator oddała również do użytku przebudowaną stację GPZ Górczyn. Inwestycje te przyczyniają się do zwiększenia wydajności, stabilności i niezawodności dostaw energii elektrycznej oraz zmniejszają ryzyka wystąpienia potencjalnych awarii infrastruktury elektroenergetycznej. Zadanie te realizowane są przy wsparciu Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020 objęte dofinasowaniem z Europejskiego Funduszu Spójności oraz Funduszu Rozwoju Regionalnego.

Enea Operator, poprzez inwestycje w Poznaniu oraz w sąsiadujących gminach, systematycznie modernizuje oraz rozbudowuje funkcjonującą sieć elektroenergetyczną unowocześniając cały system zasilania aglomeracji. W ramach programu Poznań2030 spółka realizuje długoterminową strategię poprawy efektywności i niezawodności sieci.

URE rozpoczyna kontrole ws. węgla u wytwórców energii i ciepła

Urząd Regulacji Energetyki rozpoczyna kontrolę stanu wymaganych zapasów węgla u wytwórców ciepła i energii elektrycznej

Wytwórcy energii elektrycznej i ciepła mają obowiązek utrzymywać zapasy paliw w wielkości zapewniającej ciągłość dostaw energii elektrycznej i ciepła do odbiorców. URE rozpoczyna kontrolę stanu wymaganych zapasów w podmiotach zobowiązanych - podał URE na twitterze.

Na bieżąco prowadzimy monitoring stanu zapasów węgla kamiennego. W ramach tych działań - po zebraniu informacji z rynku - rozpoczęliśmy kontrolę zapasów węgla kamiennego, w tym powodów obniżenia tych zapasów oraz terminowości ich odbudowy - poinformował prezes URE Rafał Gawin.

Jak zaznaczył, URE zidentyfikował ponad 30 podmiotów koncesjonowanych, które planuje sprawdzić i do których wyśle lub już wysłał informację o planowanych kontrolach. Według Urzędu, takie kontrole będą prowadzone przez cały rok.

Zgodnie z obowiązującym od końca listopada 2022 r. rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska, wytwórcy energii elektrycznej z węgla kamiennego mają obowiązek utrzymywania zapasów w wysokości trzydobowego zużycia, jeśli paliwo dostarczane jest bezpośrednio ze składowiska kopalni, leżącego nie dalej niż 10 km, a dostawca ma odpowiednie zobowiązania umowne. Jeśli węgiel jest dostarczany koleją, samochodami lub taśmociągami ze składowiska leżącego bliżej niż 10 km od elektrowni, a odległość składowiska od kopalń, które dostarczają łącznie 70 proc. przewidywanego zużycia jest nie większa niż 70 km zapasy mają być 15-dobowe. W innych przypadkach zapasy mają odpowiadać 20-dobowemu zużyciu. Rozporządzenie zawiera formułę do kalkulacji dobowego zużycia.

W przypadku wytwórców ciepła, od 1 czerwca 2023 r. przepisy wprowadzają obowiązek gromadzenia zapasów odpowiadających odpowiednio 3-, 20- i 30-dobowemu zużyciu, kalkulowanemu według wskazanej formuły.

Podsumowanie działalności TGE w grudniu i całym 2022 r.

Grudzień przyniósł rekordowe obroty miesięczne na Rynku Dnia Bieżącego, a także na całym rynku spot energii elektrycznej oraz w Rejestrze Gwarancji Pochodzenia. Łączny wolumen obrotu energią elektryczną na TGE był niższy w stosunku do roku ubiegłego o 37,2 proc.

• Grudzień przyniósł rekordowe obroty miesięczne na Rynku Dnia Bieżącego (429 187 MWh – wzrost r/r o 266,4 proc. oraz m/m o 96,2 proc.), a także na całym rynku spot energii elektrycznej (3 435 667 MWh – wzrost r/r 15,3 proc. oraz m/m o 25,6 proc.) oraz w Rejestrze Gwarancji Pochodzenia (5 283 285 MWh – wzrost r/r o 50,4 proc.). 

• Łączny wolumen obrotu energią elektryczną na TGE wyniósł w 2022 r. 141 371 527 MWh, co oznacza spadek o 37,2 proc. w stosunku do roku 2021.

• Łączny wolumen obrotu gazem ziemnym na TGE wyniósł w 2022 r. 141 571 124 MWh. Stanowi to spadek o 21,7 proc. w stosunku do roku poprzedniego.

• Łączny wolumen obrotu prawami majątkowymi dla energii elektrycznej wytworzonej w OZE wyniósł w ubiegłym roku 24 764 739 MWh. Oznacza to spadek w stosunku do roku 2021 o 4,4 proc.

• Obrót gwarancjami pochodzenia dla energii elektrycznej wytworzonej w OZE wzrósł w roku 2022 o 38,1 proc. r/r, do poziomu 41 901 485 MWh, osiągając najwyższy wynik w historii Rejestru Gwarancji Pochodzenia.


Energia elektryczna


Wolumen obrotu energią elektryczną na TGE wyniósł w 2022 r. 141 371 527 MWh, co oznacza spadek o 37,2 proc. w stosunku do roku 2021. Wolumen na rynku spot wyniósł 33 026 770 MWh (spadek o 8,9 proc. w porównaniu z rekordowym rokiem 2021). Obroty na Rynku Dnia Bieżącego wyniosły 1 977 549 MWh i były niższe o 15,9 proc. r/r. Na Rynku Dnia Następnego obroty wyniosły zaś 31 049 221 MWh (spadek w stosunku do roku 2021 o 8,4 proc.). Na rynku terminowym (RTPE) obroty osiągnęły poziom 108 344 757 MWh, co stanowi spadek o 42,7 proc. w porównaniu z rokiem 2021.

Średnioważona cena BASE na Rynku Dnia Następnego ukształtowała się w roku 2022 na poziomie 796,17 zł/MWh, co oznacza wzrost o 395,00 zł/MWh względem roku 2021. Z kolei na rynku terminowym średnioważona cena kontraktu rocznego z dostawą pasmową w roku 2023 (BASE_Y-23) wyniosła w całym 2022 roku 1 110,04 zł/MWh i jest to wzrost o 725,88 zł/MWh w stosunku do ceny z notowań kontraktu BASE_Y-22 w roku 2021.

Wolumen obrotu energią elektryczną na TGE wyniósł w grudniu 2022 r. 11 327 116 MWh, co oznacza spadek o 36,2 proc. w stosunku do grudnia 2021 r. Obroty miesięczne były jednak rekordowe na Rynku Dnia Bieżącego (429 187 MWh – wzrost r/r o 266,4 proc. oraz m/m o 96,2 proc.) oraz na całym rynku spot (3 435 667 MWh – wzrost r/r 15,3 proc. oraz m/m o 25,6 proc.). Średnia ważona wolumenem obrotu cena na RDN ukształtowała się w grudniu 2022 r. na poziomie 790,82 zł/MWh i jest to spadek o 92,21 zł/MWh w porównaniu do poprzedniego miesiąca. Na RTPE średnia ważona cena kontraktu rocznego z dostawą pasmową w 2023 r. (BASE_Y-23) wyniosła 
w grudniu 2022 r. 1 068,63 zł/MWh, co stanowi wzrost o 50,08 zł/MWh względem analogicznej ceny 
z listopada 2022 r.

Gaz ziemny


Wolumen obrotu gazem ziemnym na TGE wyniósł w 2022 r. 141 571 124 MWh, co oznacza spadek 
o 21,7 proc. w stosunku do rekordowego roku 2021. Obroty na rynku spot wyniosły 22 708 667 MWh (spadek r/r o 20,6 proc.), a na rynku terminowym (RTPG) 118 862 457 MWh (spadek r/r o 21,9 proc.). W zakresie rynku spot, wolumen na Rynku Dnia Następnego gazu wyniósł 18 001 219 MWh (spadek r/r o 17,5 proc.), a na Rynku Dnia Bieżącego gazu 4 707 448 MWh (spadek r/r o 30,5 proc.).

Średnioważona cena na RDNiBg wyniosła w 2022 r. 547,79 zł/MWh, co oznacza wzrost o 321,50 zł/MWh względem roku 2021. Z kolei na rynku terminowym cena średnioważona kontraktu z dostawą w roku 2023 (GAS_BASE_Y-23) ukształtowała się w roku 2022 na poziomie 546,38 zł/MWh, czyli o 370,04 zł/MWh wyższym od analogicznej ceny z notowań kontraktu GAS_BASE_Y-22 w roku 2021.

Na rynku gazu ziemnego zawarto w grudniu 2022 r. transakcje o wolumenie 17 522 469 MWh, co oznacza wzrost r/r o 2,0 proc. Średnia ważona wolumenem obrotu cena na RDNiBg wyniosła 567,82 zł/MWh i jest to wzrost o 86,67 zł/MWh względem listopada 2022 r. Z kolei na RTPG cena średnia ważona kontraktu z dostawą w roku 2023 (GAS_BASE_Y-23) wyniosła w grudniu 2022 r. 603,88 zł/MWh, czyli o 41,08 zł/MWh mniej względem analogicznej ceny tego kontraktu w listopadzie ub.r.

Prawa majątkowe


Łączny wolumen obrotu prawami majątkowymi dla energii elektrycznej z OZE wyniósł w ubiegłym roku  24 764 739 MWh (spadek r/r o 4,4 proc.). Cena średnioważona na sesjach RPM wyniosła w 2022 r. dla instrumentu PMOZE_A 191,80 zł/MWh, czyli o 0,07 zł/MWh mniej w porównaniu do roku 2021. Wolumen obrotu prawami majątkowymi dla efektywności energetycznej w roku 2022 wyniósł  97 963 toe, co oznacza spadek r/r o 9,3 proc. Średnia ważona  wolumenem cena instrumentu PMEF_F wyniosła na sesjach roku ubiegłego 2 284,23 zł/toe – o 90,85 zł/toe mniej niż w roku 2021.

Wolumen obrotu prawami majątkowymi dla energii elektrycznej wytworzonej w OZE wyniósł w grudniu 2022 r. 1 925 898 MWh, co stanowi spadek r/r o 23,6 proc. Średnia ważona wolumenem obrotu cena na sesjach RPM wyniosła dla instrumentu PMOZE_A 191,30 zł/MWh i oznacza to wzrost o 24,23 zł/MWh względem listopada 2022 r. Obrót prawami majątkowymi dla efektywności energetycznej wzrósł w grudniu 2022 r. o 48,0 proc. r/r, do poziomu 11 801 toe. Średnia ważona cena sesyjna instrumentu PMEF_F wyniosła 2 081,02 zł/toe – spadek względem listopada 2022 r. o 71,75 zł/toe.

Gwarancje pochodzenia


Obrót gwarancjami pochodzenia dla energii elektrycznej wytworzonej w OZE osiągnął w 2022 r. wolumen 41 901 485 MWh, co stanowi najwyższy wynik w historii Rejestru Gwarancji Pochodzenia, a zarazem wzrost o 38,1 proc. w stosunku do roku 2021. W grudniu 2022 r. wolumen obrotu tymi gwarancjami ukształtował się na poziomie 5 283 285 MWh, co stanowi rekordowy wolumen miesięczny i wzrost o 50,4 proc. względem grudnia roku 2021. Średnia ważona cena wyniosła 9,68 zł/MWh, co oznacza wzrost o 2,50 zł/MWh w stosunku do listopada 2022 r.

Towary rolno-spożywcze


W 2022 r. na Giełdowym Rynku Rolnym zawarto transakcje o wolumenie 2 450 ton zbóż (spadek o 48,4 proc. r/r), z czego 2 350 ton dotyczyło pszenicy klasy B. 
W grudniu 2022 r. na Giełdowym Rynku Rolnym nie zawarto żadnej transakcji.

Towarowa Giełda Energii
W ARE można zamówić rekomendację zakupową

Agencja Rynku Energii S.A. oferuje usługę wsparcia strategicznego zakupu energii elektrycznej i gazu ziemnego, której celem jest zmniejszenie kosztów dostaw energii ponoszonych przez klientów

Oferta kierowana jest przede wszystkim do przedsiębiorstw, które dokonują zakupu energii na podstawie umów bazujących na indeksach giełdowych. Jak wiadomo, ceny energii na giełdach zmieniają się dynamicznie, a więc dobrze jest wiedzieć jak mogą one się kształtować w przyszłości, aby móc kupić energię w okresach z najniższą ceną. Właściwy wybór momentu zakupu w dużym stopniu rzutuje na wyniki finansowe firmy. Do tego potrzebne są dokładne prognozy notowań cen SPOT i w kontraktach terminowych. ARE S.A. oferuje swoje wsparcie w tym obszarze, ponieważ posiada wieloletnie doświadczenie w prognozowaniu energetycznym, bogaty warsztat narzędziowy oraz zespół doświadczonych specjalistów. 


Jak powstanie rekomendacja zakupowa?

ARE w ramach oferty proponuje przygotowanie rekomendacji w zakresie strategii cenowej (zawarte w specjalnie przygotowanym Raporcie), które z punktu widzenia klienta będą optymalne pod względem kosztowym. 

Raport będzie zawierał:

  1. Syntetyczną charakterystykę rynku energii elektrycznej i/lub gazu ziemnego w Polsce 
  2. Analizę dotychczasowej strategii zakupowej energii u klienta 
  3. Analizę zużycia energii elektrycznej i/lub gazu ziemnego u klienta
  4. Rekomendacje w zakresie optymalnej strategii budowania ceny energii elektrycznej i/lub gazu ziemnego
  5. Prognozy cen energii na TGE (ceny SPOT i w kontraktach terminowych), uwzględniające analizę ryzyka wzrostu/spadku cen  

 

W jaki sposób ARE pracuje nad przygotowaniem rekomendacji?

W pracy zostanie wykorzystany model cen energii elektrycznej, uwzględniający kluczowe czynniki wpływające na poziom notowań RDN:

  • poziom zapotrzebowania na energię elektryczną w Krajowym Systemie Energetycznym
  • przewidywane obciążenie poszczególnych jednostek wytwórczych (el. węglowe WK/WB, el. gazowe, el. biomasowe, el. biogazowe, el. wodne, el. wiatrowe, el. fotowoltaiczne, ec. zawodowe, ec. przemysłowe, pozostałe)
  • planowane wyłączenia JWCD
  • nieplanowane wyłączenia JWCD (na podstawie analizy historycznej)
  • możliwości importowo-eksportowe energii elektrycznej i sytuację na rynkach ościennych (z uwzględnieniem ograniczeń na przesyle)
  • ceny paliw pierwotnych (węgiel, gaz ziemny, biomasa)
  • ceny uprawnień do emisji CO2
  • pozostałe koszty środowiskowe
  • koszty O&M (stałe i zmienne pozapaliwowe).

W modelu prognoz cen energii elektrycznej, uwzględnione zostaną takie elementy jak: korelacja cen energii elektrycznej z innymi czynnikami rynkowymi, relacja cen na rynku krajowym z cenami na rynkach ościennych i wpływ polityki energetycznej i regulacji rynkowych na kształtowanie się cen energii elektrycznej. 

Mechanizm formowania ceny hurtowej na rynku energii określony zostanie w oparciu o krzywą merit order (w danej chwili, do systemu włączane są tylko elektrownie o sumarycznej mocy odpowiadającej popytowi, uszeregowane w kolejności od najbardziej efektywnej, konkurujące ze sobą kosztem krańcowym - SRMC). Ostatnia z jednostek wytwórczych domykająca bilans w danej godzinie, będzie wyznaczać cenę na rynku. Przeanalizowane zostaną czynniki wpływające na obecną i przewidywaną sytuację na rynku paliw i energii w Polsce i w Europie, w tym ryzyko wystąpienia czasowych ograniczeń w dostępności paliw.

W modelu cen gazu przewiduje się wykorzystanie danych historycznych cen gaz na Rynku Dnia Bieżącego i notowań produktów terminowych (BASE, Y, Q, M) na TGE, danych z rynku TTF oraz najbardziej aktualnych projekcji cen gazu ziemnego w imporcie do UE, sporządzonych przez uznane ośrodki badawcze. Zostaną uwzględnione w projekcjach cenowych kluczowe czynniki (popytowe i podażowe) wpływające na poziom cen gazu ziemnego w Europie i Polsce, takie jak:

  • poziom wydobycia krajowego
  • poziom dostaw gaz skroplonego LNG
  • poziom dostaw z innych kierunków, z uwzględnieniem obecnej sytuacji na rynku gazu w Europie
  • poziom napełnienia magazynów gazu w kraju i w UE
  • prognozy cen LNG w imporcie do UE.

W ciągu minionych 25 lat, od momentu utworzenia Agencji, zrealizowaliśmy ponad 1000 projektów, w swojej ofercie mamy między innymi bieżący monitoring rynku paliw i energii, ekspertyzy techniczne, prawne i ekonomiczne, zarządzanie indywidualnymi projektami oraz szereg innych usług doradczych. 

Dbamy o najwyższą jakość ekspertyz, a priorytetem jest dla nas jest ich obiektywność. W praktyce stosujemy indywidualne podejście do klienta, co umożliwia rzetelne określenie jego potrzeb oraz wypracowanie najbardziej optymalnego rozwiązania.



Kiedy warto sięgnąć po profesjonalną rekomendację zakupową?

W każdym momencie kiedy Państwa firma będzie składała budżet kosztowy na kolejny rok. Warto wybrać to narzędzie jako wsparcie w procesach rozeznania rynku lub w procedurach poprzedzających rozpisanie przetargu. ARE ocenia, że rekomendacja może pomóc Państwu w zakupach ad hoc, kiedy trzeba pilnie uzupełnić posiadane zasoby



Jak zamówić?

Departament Prognoz i Analiz Rynkowych (DPAR)

Dyrektor: Sławomir Skwierz

tel.: 22 444 20 18

e-mail: Ten adres pocztowy jest chroniony przed spamowaniem. Aby go zobaczyć, konieczne jest włączenie w przeglądarce obsługi JavaScript.