PL EN DE
NFOŚiGW przeznaczy 1,87 mld zł na rozwój infrastruktury ładowania „elektryków” i stacji tankowania wodoru

1 mld zł zostanie skierowany na rozwój sieci elektroenergetycznej na potrzeby ładowarek pojazdów elektrycznych, a 870 mln zł wesprze inwestycje w same ładowarki i stacje wodoru

Już 7 stycznia 2022 r. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej rozpocznie nabór wniosków w programie priorytetowym „Wsparcie infrastruktury do ładowania pojazdów elektrycznych i  infrastruktury do tankowania wodoru”. Dzięki niemu – w ramach wytyczonej przez rząd strategii rozwoju elektromobilności – w całej Polsce powstanie sieć ponad 17 tysięcy punktów ładowania samochodów elektrycznych oraz 20 stacji wodoru. Budżet programu wynosi 870 mln zł.

Z bezzwrotnych dotacji na budowę infrastruktury będą mogły skorzystać samorządy, firmy, spółdzielnie i wspólnoty mieszkaniowe oraz rolnicy indywidualni. Celem jest upowszechnienie w Polsce samochodów zeroemisyjnych, jak również przemysłu i usług, zwłaszcza w sektorach działających na rzecz elektromobilności, takich jak produkcja ładowarek, wytwarzanie wodoru, IT itd.

W Polsce obecnie zarejestrowanych jest ponad 32 tysiące samochodów osobowych z napędem elektrycznym, niemal 1500 elektrycznych pojazdów dostawczych i ciężarowych, około 12 tysięcy elektrycznych motorowerów i motocykli oraz ponad 600 autobusów zasilanych prądem z baterii – wylicza minister klimatu i środowiska Anna Moskwa.

Te liczby będą jednak szybko wzrastać w związku z rozwijaniem programu „Mój elektryk”, który wspiera zakup i leasing aut zeroemisyjnych. Dlatego ministerstwo dostrzega potrzebę równoległej rozbudowy infrastruktury ładowania, czego wyrazem jest nowy program wsparcia ogłoszony przez Narodowy Fundusz. Ekologicznym i społecznym efektem tego projektu będzie poprawa stanu powietrza w całym kraju, a co za tym idzie – jakości życia Polaków – podkreśla szefowa resortu.


Program przewiduje dofinasowanie przedsięwzięć polegających na: utworzeniu punktów ładowania o mocy nie mniejszej niż 22 kW, wyłącznie na potrzeby własne, które nie będą wykorzystywane do świadczenia usługi ładowania (budżet 70 mln zł), budowie stacji ładowania o mocy nie mniejszej niż 22 kW, innych niż ogólnodostępne stacje ładowania (budżet 70 mln zł), budowie ogólnodostępnych stacji ładowania o mocy nie mniejszej niż 50 kW albo przebudowie ogólnodostępnych stacji ładowania skutkującej przyrostem jej mocy do mocy nie mniejszej niż 50 kW (budżet 630 mln zł), a także budowie lub przebudowie ogólnodostępnych stacji wodoru (budżet 100 mln zł). Łącznie w ramach realizacji programu planuje się stworzenie lub przebudowanie 17 760 różnego typu punktów i stacji ładowania pojazdów elektrycznych oraz 20 stacji tankowania wodoru.

Budżet programu wyniesie 870 mln złotych, co pomoże znacznie zwiększyć dostępność ładowarek, również zlokalizowanych w małych i średnich miejscowościach, dla których zostały przewidziane specjalne przywileje. To powinno upowszechnić zainteresowanie pojazdami elektrycznymi – zaznacza prezes Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej Maciej Chorowski. – Równolegle program będzie wspierał polskie kompetencje przemysłowe w zakresie budowy stacji ładowania pojazdów elektrycznych i ich tankowania wodorem. Sukcesy polskich firm w tym segmencie rynku elektromobilności potwierdzają, że działania Narodowego Funduszu wzmocnią ich pozycję rynkową – uzupełnia szef NFOŚiGW.

Na razie w Polsce mamy około 1700 stacji ładowania pojazdów elektrycznych, z których tylko nieco ponad 30 procent to punkty ładowania prądem stałym (DC), a niemal 70 procent wolne ładowarki prądu przemiennego (AC) o mocy mniejszej lub równej 22 kW – informuje wiceprezes Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej Artur Lorkowski. – Oferta finansowa NFOŚiGW powinna zwiększyć udział ogólnodostępnych ładowarek szybkich i o dużej mocy. Techniczna wykonalność tego planu jest uzależniona od rozwoju sieci elektroenergetycznej. Dlatego Narodowy Fundusz równolegle zaoferuje wsparcie dla operatorów sieci dystrybucyjnej na inwestycje w budowę linii energetycznych oraz stacji transformatorowych, które są niezbędne do budowy szybkich stacji ładowania pojazdów. Na ten cel dodatkowo przeznaczymy 1 mld złotych –  podkreśla wiceszef NFOŚiGW.


Rozwój sieci dystrybucyjnej będzie realizowany poprzez program priorytetowy pod nazwą „Rozwój infrastruktury elektroenergetycznej na potrzeby rozwoju stacji ładowania pojazdów elektrycznych”, który jest skierowany do operatorów systemu dystrybucyjnego (OSD). Budżet tego przedsięwzięcia wynosi 1 mld zł, a pieniądze (w formie dotacji) będą przeznaczone na budowę, rozbudowę i modernizację około 4000 km linii elektroenergetycznych (napowietrznych i podziemnych) oraz stworzenie około 800 stacji transformatorowo-rozdzielczych. Program będzie finansowany z Funduszu Modernizacyjnego.

Pierwsze trzy nabory, w poszczególnych segmentach programu priorytetowego „Wsparcie infrastruktury do ładowania pojazdów elektrycznych i  infrastruktury do tankowania wodoru”, zostały ogłoszone 29 listopada 2021 r. Od tego dnia na stronach internetowych NFOŚiGW są dostępne pełne informacje na temat warunków wsparcia oraz procedur ubiegania się o dofinansowanie.

Wnioski o dofinasowanie w ramach ogłoszonych trzech naborów będzie można składać od 7 stycznia 2022 r. do 31 marca 2022 r., jednak nie dłużej niż do wyczerpania alokacji. Na początkowym etapie wnioski będą przyjmowane w trybie ciągłym. W przypadku, gdy pula pieniędzy przeznaczona na realizację programu skończy się szybciej, przed zaplanowanym terminem zakończenia naboru, stosowna informacja zostanie zamieszczona na stronie internetowej NFOŚiGW.
Elektrownia Dolna Odra - backup dla inwestycji offshore na Bałtyku

Nowo powstające bloki parowo gazowe w Elektrowni Dolna Odra w Nowym Czarnowie będą stabilizować dostawy energii elektrycznej, która ma pochodzić z morskich elektrowni wiatrowych

Gazowe bloki będą bardzo ważne dla wielkich inwestycji w morskie elektrownie wiatrowe, które planuje Orlen i Polska Grupa Energetyczna – mówił Marek Gróbarczyk, wiceminister infrastruktury.

25 listopada na placu budowy wmurowano kamień węgielny. Wydarzenie relacjonuje Cire TV

 



To, jak duże znaczenie będzie miała ta elektrownia, najlepiej wie pan prezes Dąbrowski, który rozpoczyna inwestycje w offshore. Przecież ta elektrownia będzie wielkim backupem zapewniającym moc. Dla nas oczywiście jest to fantastyczna informacja w kontekście rozbudowy gazoportu. Liczymy na to, że dzięki temu będzie rozwijał się przede wszystkim transport morski - mówił Gróbarczyk.


Tak wielka inwestycja nie byłaby możliwa bez decyzji politycznych – dodał Zbigniew Bogucki, wojewoda zachodniopomorski.

To wszystko nie byłoby możliwe, gdyby nie było decyzji mądrych, przemyślanych, politycznych. W tym dobrym tego słowa znaczeniu, a więc polityki rozumianej jako dbałość o dobro wspólne. I myślę, że to powinno również tutaj dzisiaj bardzo mocno wybrzmieć – mówił Bogucki.

Będą to najnowocześniejsze i najbardziej wydajne urządzenia tego typu w Europie – mówi prezes Polskiej Grupy Energetycznej Wojciech Dąbrowski.

Budujemy najnowocześniejszą elektrownię gazową w Europie, o mocy 1400 megawatów. Będą tutaj zamontowane najnowocześniejsze turbiny, które będą produkowały energię elektryczną z wyższą sprawnością, aniżeli dziś jest to znane w gospodarce. Jeżeli chodzi o sprawność, to mówimy, że będzie wyższa produkcja energii w stosunku do energii zawartej w paliwie. Ta inwestycja będzie też bardziej rentowna niż inne tego typu – mówi Dąbrowski.

Moce nowej Elektrowni Dolna Odra uzyskały 17-letni kontrakt w aukcji głównej rynku mocy, który zacznie obowiązywać od 2024 r. Będą spełniały rygorystyczne normy środowiskowe dotyczące emisyjności. Obecnie średnia emisyjność wytwarzania energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym wynosi koło 0,8 tony CO2/MWh. W nowych blokach będzie ona poniżej 0,35 tony CO2/MWh. Uruchomienie nowych bloków pozwoli więc na ograniczenie emisji o ok. 2-3 mln ton CO2 rocznie.

Inwestycję realizuje konsorcjum firm w składzie General Electric (lider konsorcjum) i Polimex Mostostal, które wygrały przetarg na zaprojektowanie, dostawy, budowę i montaż oraz uruchomienie i przekazanie do eksploatacji dwóch bloków gazowo-parowych wraz z pełną infrastrukturą podziemną.

Wartość tego kontraktu to 3,7 mld zł netto. Zamówienie obejmuje także dodatkowo 12-letnią umowę serwisową o wartości przeszło 1 mld zł netto.

Prezes URE skalkulował wysokość stawki opłaty OZE na 2022

W 2022 roku stawka opłaty OZE będzie ponad dwukrotnie niższa niż rok temu i wyniesie 90 groszy za MWh

Opłata OZE została wprowadzona przepisami ustawy o odnawialnych źródłach energii z 2015 roku i po raz pierwszy doliczono ją do naszych rachunków w lipcu 2016 roku. Opłata ta wiąże się ze wsparciem wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w instalacjach OZE i wynika z funkcjonowania w Polsce mechanizmów, które pomagają zapewnić odpowiednio wysoki udział „zielonej energii” w krajowym miksie energetycznym – mowa tu o aukcyjnym systemie wsparcia oraz systemach taryfy gwarantowanej (FIT: feed-in-tariff) i dopłat do ceny rynkowej (FIP: feed-in-premium).

Przyszłoroczny spadek stawki opłaty OZE związany jest głównie z wysokimi cenami energii elektrycznej notowanymi na giełdzie, co istotnie wpływa na ograniczenie ujemnego salda, o które wnioskują beneficjenci systemów wsparcia przewidzianych ustawą o odnawialnych źródłach energii - wyjaśnia Rafał Gawin, Prezes URE.


Opłata OZE to wsparcie dla zielonej energii

Wytwórcy zielonej energii konkurują cenowo biorąc udział w aukcjach OZE organizowanych przez Prezesa URE. Zwycięzcy aukcji otrzymują gwarancję zakupu wytworzonej przez nich energii po określonej, ustalonej w wyniku aukcji, cenie. Jeśli cena, po jakiej sprzedadzą zieloną energię na rynku jest niższa niż ustalona podczas aukcji, wtedy Zarządca Rozliczeń - który jest dysponentem opłaty OZE - wypłaci wytwórcom różnicę.

I właśnie  na ten cel pobierana jest od wszystkich odbiorców energii opłata OZE.

Co wpływa na wysokość stawki?

Na kalkulację stawki i spadek jej wysokości w 2022 roku miało wpływ kilka czynników. Przede wszystkim należy zauważyć, że produkcja energii w systemie aukcyjnym i wchodzenie kolejnych wytwórców do tego systemu to proces stopniowy, będący konsekwencją przyjętego terminarza realizacji i inwestycji. Nie mamy zatem jeszcze do czynienia z maksymalną zadeklarowaną produkcją energii przez wszystkich wytwórców, którzy wygrali dotychczasowe aukcje.

Dodatkowo, okres wsparcia dla instalacji istniejących, mimo jego przedłużenia w ramach systemów FIT/FIP o dwa lata (wybrane rodzaje OZE) będzie stopniowo wygasał w 2022 r.

Kluczowym czynnikiem bez wątpienia pozostaje jednak kształtowanie się poziomu cen energii elektrycznej na rynku.

Dostrzegany od pewnego czasu trend funkcjonowania odnawialnych źródeł energii na coraz większą skalę, w warunkach rynkowych, pozwolił na skalkulowanie stawki opłaty OZE na rok 2022 na poziomie ponad dwukrotnie niższym niż w roku 2021. To bardzo dobra informacja zwłaszcza dla odbiorców przemysłowych, zużywających na potrzeby produkcji duże wolumeny energii elektrycznej - dodaje Prezes URE.

Jak rozlicza się saldo

Sposób rozliczania salda uzależniony jest od tego, czy jest ono ujemne, czy dodatnie. Gdy wytwórca sprzedaje energię po cenie wyższej niż zadeklarowana w aukcji, występuje tzw. dodatnie saldo. W pierwszej kolejności - pomniejsza kwotę ujemnego salda należnego danemu wytwórcy. Dodatnie saldo występuje zatem wówczas, gdy rynkowe ceny energii są wysokie.

Z kolei ujemne saldo występuje wówczas, gdy cena w podstawowych kontraktach na Towarowej Giełdzie Energii (TGeBase) jest niższa niż cena zadeklarowana w ofercie wytwórcy, który wygrał aukcję. Jeśli saldo jest ujemne wytwórca otrzymuje odpowiednie wyrównanie. Przykładowo, jeśli cena jaką zaoferował na aukcji wynosiła 200 zł/MWh, a cena TGeBase kształtuje się na poziomie 180 zł/MWh – to różnica 20 zł za wyprodukowaną MWh zostanie mu wyrównana przez Zarządcę Rozliczeń ze środków, które pochodzą właśnie z opłaty OZE.

W ostatnim czasie wskaźnik TGeBase, przekracza 500 a nawet 600 zł za megawatogodzinę, co oznacza, że na koncie Zarządcy Rozliczeń mogą kumulować się znaczące środki, które wykorzystywane są na pokrycie ujemnego salda wytwórców.







Ważne do zapamiętania

  • Stawka opłaty OZE jest jedną ze składowych rachunku wystawianego odbiorcom przez dystrybutorów energii. Opłaty te dystrybutorzy zaczęli pobierać od 1 lipca 2016 roku, tj. od dnia wejścia w życie przepisów nowelizacji ustawy o OZE. 
  • Wpływy z tytuły opłaty OZE są rozliczane przez Zarządcę Rozliczeń, który jest dysponentem opłaty OZE.
  • Przepisy ustawy OZE precyzują jakie elementy Regulator bierze pod uwagę kalkulując stawkę opłaty OZE. Sumę środków, jaka w danym roku będzie konieczna na pokrycie ujemnego salda Prezes URE planuje w szczególności, w oparciu o : 
  • informacje od Zarządcy Rozliczeń o prognozowanych w danym roku wypłatach na pokrycie ujemnego salda;
  • maksymalną ilość energii elektrycznej wytworzonej z OZE, jaka może zostać sprzedana w  aukcjach w następnym roku kalendarzowym,
  • maksymalną moc zainstalowaną elektryczną instalacji OZE które będą mogły korzystać z systemów FIT/FIP; 
  • średnią cenę sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w poprzednim kwartale, wyliczoną jako średnia z trzech ostatnich kwartałów poprzedzających datę publikacji stawki opłaty OZE.
Autor: Redakcja CIRE.PL
Przegląd wydarzeń w energetyce jądrowej

Najnowsze informacje i wydarzenia ze świata

W białoruskiej elektrowni jądrowej wyłączył się reaktor

17 listopada 2021 roku o godzinie 10.33 pierwszy blok został automatycznie odłączony od sieci. Specjaliści przeprowadzają badania diagnostyczne i analizę technologiczną systemów. Promieniowanie tła w elektrowni i obszarze obserwacji w normie" – napisało w komunikacie białoruskie Ministerstwo Energetyki.

To już szósta awaria w ciągu pół roku. 

Białoruska elektrownia jądrowa powstała w obwodzie grodzieńskim, ok. 20 km od Ostrowca. Znajduje się nieco ponad 50 km od Wilna i około 170 km od granicy z Polską. Litwinom budowa jest bardzo nie na rękę i mocno się jej sprzeciwiają. Władze w Wilnie uważają, że obiekt ten stanowi zagrożenie dla bezpieczeństwa kraju. Z tego powodu przygotowano dla mieszkańców zapas 4 mln tabletek z jodem

Bill Gates zbuduje elektrownię jądrową nowej generacji

Założona przez Billa Gatesa firma TerraPower ogłosiła lokalizację dla projektu demonstracyjnego reaktora Natrium. Wybrano niewielkie miasteczko Kemmamer w stanie Wyoming ze względu na znajdującą się tam elektrownię węglową, która ma niedługo zostać zamknięta. Ma być to praktyczny test dla nowoczesnej technologii jądrowej, który w przypadku powodzenie powinien pozwolić na szybkie wdrożenie podobnych rozwiązań w innych miastach.

Powstanie pierwszej, w pełni funkcjonalnej elektrowni jądrowej z reaktorem Natrium w Kemmamer zostało uzgodnione ze społecznością. TerraPower brała też pod uwagę dostępną infrastrukturę w mieście. Działające tam dwa bloki elektrowni węglowej zostaną wyłączone w 2025 r. Budowa całej konstrukcji ma wymagać pracy około 2 tys. pracowników w ciągu najbliższych 7 lat, a po tym czasie stałe zatrudnienie znajdzie 250 osób.

Inwestycja ma kosztować łącznie 4 mld dol., z czego 1,5 mld dol. ma pochodzić z dofinansowania w ramach programu inwestycji w zaawansowane projekty demonstracyjne reaktorów (ARDP). Departament Energii ma dodać kolejne 500 mln dol., a pozostałe 2 mld zapewni sama TerraPower. Gotowa elektrownia jądrowa będzie wyposażona w reaktor generujący moc 345 MW. Ma być ona połączona z systemem przechowywania energii, zaprojektowanym również do magazynowania prądu pochodzącego z odnawialnych źródeł energii. Dzięki temu maksymalna wydajność elektrowni ma wynieść 500 MW, co pozwala na zasilenie do 400 tys. gospodarstw domowych.

Sam reaktor Natrium wyprodukowany jest wspólnie przez TerraPower i General Electric-Hitachi. Stosuje się w nim uran wzbogacony aż do 20 proc., co jest wartością dużo wyższą niż w innych konstrukcjach. Reaktor chłodzony jest sodem, a wspomniany system przechowywania energii wykonany został ze stopionej soli. Specyfika całej platformy pozwala znacząco ograniczyć ilość odpadów nuklearnych, dlatego jest wspierana przez znaczną grupę zwolenników energetyki jądrowej.

EDF potwierdza gotowość zrealizowania wszystkich zamówień na nowe elektrownie jądrowe EPR2

Francuska państwowa firma energetyczna i operator jądrowy EDF poinformowała, że poczyniła znaczne postępy w programie „doskonałości przemysłowej” w sektorze jądrowym i będzie gotowa spełnić wszelkie zamówienia dotyczące budowy reaktorów nowej generacji EPR2 we Francji.

Program o nazwie Excell został zaprezentowany w grudniu 2019 r. po tym, jak rząd dał EDF miesiąc na dostarczenie planu rozwiązania problemów w projekcie EPR grupy Flamanville-3 w Normandii. W raporcie zleconym przez rząd skrytykowano EDF za brak „kultury jakości”, co znajduje odzwierciedlenie w opóźnieniach i przekroczeniach kosztów w Flamanville. Wskazano na kilka problemów nękających francuski przemysł jądrowy, w tym brak konkretnych umiejętności w EDF, słabe zarządzanie projektami i problemy, jakie grupa miała z integracją działalności jądrowej jej konkurenta Arevy.

Excell został wdrożony w 2020 r., a na lata 2020-2021 na jego realizację przeznaczono 100 mln euro. Program ma na celu poprawę jakości produkcji, podniesienie umiejętności i zaostrzenie zarządzania głównymi projektami jądrowymi. Obejmuje również zgodność w produkcji i budownictwie, lepsze relacje z dostawcami oraz standaryzację w celu wzmocnienia jakości i bezpieczeństwa.

Przedstawiciel EDF powiedział Le Figaro, że spełniono 22 z 25 kluczowych zobowiązań w programie. „Sektor się zmienia i będzie gotowy” – powiedział przedstawiciel, dodając, że EPR mogą zostać dostarczone zgodnie z budżetem i harmonogramem.

W ubiegłym tygodniu prezydent Francji Emmanuel Macron powiedział w telewizyjnym wystąpieniu, że Francja zbuduje nowe reaktory jądrowe, aby pomóc krajowi zmniejszyć jego zależność od zagranicznych krajów w zakresie dostaw energii, osiągnąć cele związane z globalnym ociepleniem i utrzymać ceny pod kontrolą. Macron powiedział, że w nadchodzących latach ożywi francuski program jądrowy poprzez budowę elektrowni jądrowych EPR2.

Alain Gauvin, dyrektor generalny Onet Technologies i jeden z liderów związku przemysłu jądrowego Gifen, powiedział: „Nasze firmy przygotowały się i uważają, że są gotowe na nowe projekty. Aby skonsolidować te osiągnięcia, potrzebujemy z czasem nowych projektów, nowych kontraktów”.

Rosyjski lodołamacz rozpoczyna próby morskie

Najnowszy rosyjski lodołamacz o napędzie jądrowym, Sibir, opuścił Stocznię Bałtycką i skierował się do Zatoki Fińskiej w celu przeprowadzenia prób morskich. W stoczni pod Petersburgiem budowane są jeszcze dwa identyczne statki.

Sibir jest pierwszym produkowanym seryjnie uniwersalnym lodołamaczem Projektu 22220, po pierwszej jednostce z tej klasy Arktika, która weszła do eksploatacji rok temu. Podobnie jak ArktikaSibir jest napędzany przez dwa reaktory RITM-200, każdy o mocy 175 MWt, które razem wytwarzają 60 MW mocy na śrubach napędowych za pośrednictwem podwójnych turbogeneratorów i trzech silników elektrycznych.

W ciągu najbliższych trzech tygodni próby morskie sprawdzą ogólne osiągi statku, a także jego układy elektryczne i energetyczne. Przetestowane zostaną również systemy komunikacji i nawigacji, a także dźwigi i lądowisko dla helikopterów.

Stocznia Bałtycka spodziewa się przekazać Sibir swojemu przyszłemu operatorowi Atomflot przed końcem tego roku.

Dwa kolejne lodołamacze Projektu 22220 są w trakcie budowy w stoczni. Wodowanie Uralu ma nastąpić w drugiej połowie 2022 roku, a Czukotki pod koniec 2024 roku.

Odmiana reaktora RITM-200 zastosowanego w lodołamaczach Projektu 22220 jest planowana do rozmieszczenia na pływających elektrowniach na przylądku Nagloynyn. Barki do tego celu zostaną wykonane przez chińską stocznię Wison, ponieważ rosyjskie stocznie były zbyt zajęte. Kolejna odmiana RITM-200 do zastosowania na lądzie planowana jest dla Ust-Kuyga.

Podczas gdy lodołamacze z napędem jądrowym zapewnią całoroczne przejście przez Północną Drogę Morską, stacjonarne jednostki jądrowe są przeznaczone do rozwoju odległych rejonów wydobycia zasobów mineralnych i portów arktycznych wzdłuż tego szlaku morskiego.

Austria buduje koalicję przeciwko włączaniu energetyki jądrowej do taksonomii UE

Austria jest gotowa wystąpić do Europejskiego Trybunału Sprawiedliwości, jeśli UE zdecyduje się włączyć energię jądrową do swojej taksonomii dotyczącej zrównoważonych finansów, powiedziała w rozmowie z Euractiv minister energetyki i klimatu Leonore Gewessler. „Nie ma podstaw prawnych do włączenia energii jądrowej do taksonomii UE” – powiedziała. Gewessler dodała, że Austria będzie mogła liczyć na wsparcie Niemiec i Hiszpanii, jeśli ta sprawa trafi do sądu.

Amerykanie zdobywają kontrakty w Czechach

Amerykańska firma Jacobs ogłosiła zdobycie dwóch kontraktów na odpady w Czechach. Wykorzysta technikę enkapsulacji geopolimerowej do zestalenia 250 ton nisko- i średnioaktywnych odpadów w elektrowni jądrowej ČEZ Dukovany. Będzie również udzielać porad technicznych i dotyczących bezpieczeństwa SÚRAO, organowi odpowiedzialnemu za program składowiska geologicznego w kraju.

System ciepłowniczy zasilany energią jądrową

Według Chińskiego Stowarzyszenia Energii Jądrowej (CNEA) Haiyang we wschodniej prowincji Shandong w Chinach jest pierwszym miastem w kraju, które ma swój system ciepłowniczy zasilany energią jądrową. Dwa reaktory jądrowe AP-1000, dostarczone przez Westinghouse, działają komercyjnie w pobliskiej elektrowni jądrowej Haiyang od 2018 i 2019 roku. CNEA podała, że kogeneracja za pośrednictwem pięciu obiektów wymiany ciepła w Haiyang-1 zastąpiła 12 kotłów węglowych używanych do ogrzewania gospodarstw domowych w Haiyang, nadmorskim mieście liczącym 200 000 mieszkańców.

Operacja pomogła zmniejszyć emisje CO2 o 180 000 ton, stwierdza CNEA. Projekt kogeneracji w Haiyang rozpoczął się w 2019 r. i był stopniowo rozbudowywany poprzez budowę dodatkowej stacji wymiany ciepła, aby docelowo całe miasto objąć systemem ciepłowniczym. Kogeneracja z energii jądrowej oznacza, że ciepło wytworzone w elektrowni jądrowej podczas produkcji energii elektrycznej – ciepło, które normalnie zostałoby utracone – może być wykorzystane do ogrzewania gospodarstw domowych lub procesów przemysłowych.

Para pod wysokim ciśnieniem z systemu reaktora jądrowego jest doprowadzana do obiektów wymiany ciepła oraz do sieci ciepłowniczej, wykorzystując tylko wysokie temperatury, ale bez przesyłania wody. Reaktory jądrowe wytwarzają ciepło na ogromną skalę. Typowa elektrownia jądrowa wytwarza około 3,4 GW ciepła – co odpowiada około 100 000 domowych kotłów gazowych – które jest wykorzystywane do wytwarzania około 1,2 GW energii elektrycznej. Obecnie około 65% energii jest tracone podczas konwersji jako ciepło odpadowe.

10 lat po Fukushimie – eksperci podsumowują

Awaria w elektrowni jądrowej w Fukushimie, do której doszło w marcu 2011 roku była tragicznym wydarzeniem w historii energetyki jądrowej. Wywołała dyskusję o przyszłości i bezpieczeństwie tego źródła energii. 10 lat po tych wydarzeniach Międzynarodowa Agencja Energii Atomowej (MAEA) zorganizowała w dniach 8 – 12 listopada konferencję z udziałem międzynarodowych ekspertów, przedstawicieli urzędów dozoru jądrowego oraz operatorów elektrowni jądrowych. – Obecnie, pomimo że społeczność międzynarodowa wyciągnęła wnioski z awarii jądrowej w elektrowni Fukushima-Daiichi i wzmocniła kulturę bezpieczeństwa, to nadal nie przestaje dążyć do ciągłego zbierania doświadczeń i wniosków, które mogą być wykorzystane do dalszego wzmocnienia bezpieczeństwa – wskazywali organizatorzy konferencji.

W ceremonii otwarcia wzięło udział 200 osób. Kolejnych 400 uczestników obserwowało to wydarzenie online. Podczas tygodniowej konferencji zrealizowano szereg sesji oraz paneli dyskusyjnych na temat zapewnienia bezpiecznego wytwarzania energii jądrowej, procedur reagowania w sytuacjach awaryjnych, przywództwa i zarządzania, instrumentów prawnych jak również komunikacji i budowania zaufania społecznego.

Jednym z tematów omawianych przez ekspertów podczas panelu zorganizowanego w ramach międzynarodowej konferencji MAEA było bezpieczeństwo nowych programów energetyki jądrowej. W gronie ekspertów zaproszonych do dyskusji podczas tej sesji był Prezes Państwowej Agencji Atomistyki dr Łukasz Młynarkiewicz.

Dr Łukasz Młynarkiewicz nawiązywał w swoim wystąpieniu m.in. do rządowego Programu polskiej energetyki jądrowej, który zakłada budowę pierwszej w kraju elektrowni jądrowej.

Państwowa Agencja Atomistyki ma pełnić w tym procesie bardzo ważną rolę – dozoru jądrowego. Prezes PAA podkreślił także stałe wsparcie Polski dla działań Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej związanych z poprawą bezpieczeństwa jądrowego. Szczegółowe informacje na temat konferencji dostępne są na stronie MAEA.

Publikacja oceny oddziaływania radiologicznego wody z uszkodzonej elektrowni jądrowej Fukushima

Skutki dla społeczeństwa i środowiska zrzutu oczyszczonej wody z uszkodzonej elektrowni jądrowej Fukushima Daiichi do morza będą minimalne, poinformowała Tokyo Electric Power Company. Firma opublikowała wyniki oceny oddziaływania radiologicznego przy użyciu metodologii opracowanej zgodnie z metodami uznanymi na arenie międzynarodowej.

W zakładzie Fukushima Daiichi skażona woda jest oczyszczana przez Zaawansowany System Przetwarzania Płynów (ALPS), który usuwa większość skażenia promieniotwórczego, z wyjątkiem trytu. Ta uzdatniona woda jest obecnie magazynowana na miejscu w zbiornikach. Całkowita pojemność zbiorników wynosi około 1,37 miliona metrów sześciennych, a wszystkie zbiorniki mają być zapełnione około połowy 2022 roku.

W kwietniu rząd japoński ogłosił formalną decyzję, że oczyszczona woda przechowywana w zakładzie Fukushima Daiichi zostanie zrzucona do morza. Japonia zamierza rozpocząć proces wypuszczania tej wody około wiosny 2023 roku, a cała operacja może trwać przez dziesięciolecia. W sierpniu Tepco ogłosiło plany budowy podmorskiego tunelu o długości około 1 kilometra do odprowadzania oczyszczonej wody.

Syberyjskie miasteczko ogrzewa się własną energią jądrową 

Miasteczko Pewek, położone na Syberii, które ma własną miniaturową elektrownię jądrową, wykorzystuje ją do ogrzewania domów. Nie jest to typowy reaktor, tylko jego mniejsza wersja umieszczona na pokładzie barki pływającej w pobliżu Oceanu Arktycznego - informuje "the New York Times". Atomowe ogrzewanie domów zostało wprowadzone w Peweku w 2020 r. 

Tamtejsze źródło energii nie jest typowym reaktorem z wielkimi wieżami chłodniczymi, tylko jego mniejszą wersją, umieszczoną na pokładzie barki pływającej w pobliżu Oceanu Arktycznego. Dla władz rosyjskich miniaturowa elektrownia jądrowa może być potencjalnym sposobem na łagodzenie skutków zmian klimatycznych oraz zyskania przewagi na rynku.

Bezpośrednie ogrzewanie budynków mieszkalnych przy wykorzystaniu energii jądrowej różni się od m.in. ogrzewaczy wody, zasilanych prądem generowanym ze źródeł nuklearnych - przechodzi wodą z elektrowni do domów przynosząc ciepło wytworzone bezpośrednio z rozszczepionych atomów.

"NYT" zauważył, że ten sposób jest korzystny dla środowiska, ponieważ zapobiega marnowaniu ciepła, które wieże chłodnicze tradycyjnych elektrowni jądrowych wypuszczają w powietrze w postaci pary.

Jacopo Buongiorno, profesor nauk i inżynierii jądrowej na Massachusetts Institute of Technology w mieście Cambridge w amerykańskim stanie Massachussets, zauważył w rozmowie z "NYT", że wykorzystanie energii jądrowej przy ograniczaniu zmian klimatycznych będzie wymagało używania jej nie tylko do wytwarzania energii elektrycznej, która jest źródłem około jednej czwartej emisji gazów cieplarnianych. - Dekarbonizacja sieci elektrycznej to raptem ćwierć drogi. Reszta to inne źródła - zaznaczył.

Ocenił też, że dostarczanie ciepła bezpośrednio z energii jądrowej może "nie zadziałać, jeśli ludzie nie będą się czuli komfortowo z tą technologią".

Niektórzy eksperci zaniepokojeni są potencjalnymi zagrożeniami, jakie mogą się z tym wiązać.

Wskazują m.in. na wycieki i wypadki, do jakich dochodziło na radzieckich i współczesnych okrętach podwodnych i lodołamaczach, które korzystały z podobnych reaktorów. Dziennik przypomniał o atomowych okrętach podwodnych, które zatonęły w 1989 i 2000 r.

To technologia jądrowa i na wstępie trzeba pamiętać, że jest niebezpieczna. To jedyny sposób, by o tym myśleć - powiedział Andriej Zołotkow z norweskiej grupy ekologicznej Bellona.

Największa inwestycja PGE Dystrybucja na Mazowszu zakończona

Modernizacja i rozbudowa infrastruktury energetycznej w Czosnowie zakończyła III etap najważniejszej inwestycji energetycznej PGE w dynamicznie rozwijającym się regionie Mazowsza. Stacja elektroenergetyczna 110/15 kV w Czosnowie wraz z powstającymi liniami wysokiego napięcia poprawią bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej i umożliwią przyłączanie do sieci nowych obiektów.

Dostępność energii elektrycznej jest już dla nas tak oczywista, że często zapominamy o tym, że obok inwestycji w źródła wytwórcze kluczowe są także inwestycje w infrastrukturę dystrybucyjną. Bez linii dystrybucyjnych, transformatorów i rozdzielni nie jest możliwe funkcjonowanie dynamicznie rozwijających się terenów inwestycyjnych, jak te na Mazowszu, w gminie Czosnów – powiedział Wojciech Dąbrowski, prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej.


Węzeł Czosnów to najdroższa i największa inwestycja sieciowa na Mazowszu realizowana przez PGE Dystrybucja SA. OSD wybudował już Główny Punkt Zasilający (GPZ) Czosnów oraz dwa tory linii kablowej 110 kV o długości 14,8 km, która łączy istniejący GPZ Łomianki z nową stacją 110/15 kV w Czosnowie i jest najdłuższą linią kablową wysokiego napięcia w majątku PGE Dystrybucja.




W tym roku wybudowano kolejną linię wysokiego napięcia 110 kV, która łączy Legionowo, Nowy Dwór Mazowiecki, Czosnów i Łomianki. Nowa, napowietrzno-kablowa linia o długości ok. 9,1 km została włączona w istniejącą linię 110 kV Legionowo – Nowy Dwór Mazowiecki. Z powodu zagospodarowania i ukształtowania terenu oraz ze względu na aspekty środowiskowe w tym obszar Natura 2000, którą objęte jest koryto rzeki Wisły znaczna część linii została wybudowana, jako kablowa, bo aż 6,6 km. Dwutorowy odcinek napowietrzny 110 kV ma długość ok. 2,5 km.

Istotnym miernikiem znaczenia inwestycji PGE na naszym terenie jest fakt, że po uruchomieniu w 2017 roku stacji Głównego Punktu Zasilania w Czosnowie podwoiła się liczba podmiotów gospodarczych. Oznacza to nowe miejsca pracy oraz wyższe wpływy do budżetu gminy z tytułu podatku od nieruchomości. Inwestycja PGE to niewątpliwie milowy krok w dążeniu do zapewnienia stabilności i bezpieczeństwa energetycznego Gminy Czosnów, jak również całego regionu – podkreślił Antoni Kręźlewicz, wójt Gminy Czosnów


Ostatni, czwarty etap inwestycji, przewidziany do realizacji jeszcze w tym roku, czyli budowa dwóch linii kablowych wysokiego napięcia ze stacji 400/110 kV Mościska, która należy do Polskich Sieci Elektroenergetycznych, do stacji 110/15 kV w Łomiankach i stacji 110/15 kV Czosnów pozwoli zamknąć pierścień energetyczny, zwany węzłem Czosnów. Zamknięty pierścień sieci energetycznej sprawia, że w przypadku wyłączenia jednej linii lub uszkodzenia niektórych jej elementów, energia może być dostarczana w dalszym ciągu.

Stacja w Czosnowie wraz z infrastrukturą sieciową tworzą nowoczesny układ, który znacznie poprawi bezpieczeństwo dostaw energii na całym terenie na północ od Warszawy, a przede wszystkim umożliwi przyłączanie nowych obiektów, zaspokajając ciągle rosnące zapotrzebowanie na energię elektryczną w tym rejonie.

Gmina Czosnów należy do jednych z najprężniej rozwijających się regionów Mazowsza. Jej położenie wzdłuż trasy S7 – arterii łączącej północną i południową część Polski sprawia, że stanowi niezwykle atrakcyjne miejsce pod względem inwestycyjnym. Mieszczą się tu liczne, prężnie działające krajowe i międzynarodowe firmy o ogromnym potencjale.


Uwaga na SMS-y ostrzegające o odłączeniu energii, to oszustwo

Firma CyberRescue ostrzega przed nowym oszustwem. Przestępcy wysyłają wiadomości informujące o tym, że należy uregulować płatność, a w przeciwnym razie odłączona zostanie energia elektryczna.

Otrzymujesz SMSa z informacją, że musisz opłacić prąd, inaczej zostanie on odłączony. W wiadomości znajduje się link, który przenosi do fałszywej strony płatności. Podając dane do karty płatniczej lub dane logowania do banku, oszuści są w stanie wyczyścić twoje konto bankowe do 0. W tym wypadku wykorzystywany jest wizerunek Polskiej Grupy Energetycznej - czytamy w komunikacie CyberRescue.

Podczas długiego weekendu otrzymaliśmy ponad 200 zgłoszeń dotyczących tego oszustwa. Niestety nadal pomagamy wielu ofiarom odzyskać stracone pieniądze - tłumaczy Dominika Szewczyk z CyberRescue. 

Tak wygląda SMS z oszustwem

"Dlatego jeżeli otrzymamy taką wiadomość, od razu sprawdźmy za pomocą innego źródła czy jest zgodna z prawdą. W tym wypadku należy zapytać pracownika PGE. Jeżeli nie ma pewności czy SMS jest prawdziwy, lepiej nie klikać w link" - zaleca firma.

Natomiast, jeżeli daliśmy się oszukać, mamy dwie możliwości. Jeśli dokonaliśmy płatności kartą, natychmiast należy wyzerować na niej limity, a następnie ją zastrzec. Gdy zdecydowaliśmy się na przelew i podaliśmy dane logowania do banku na fałszywej stronie, konieczne jest zabezpieczenie całego konta. W obu przypadkach należy niezwłocznie skontaktować się z bankiem i zareklamować transakcję  - dodaje Dominika Szewczyk.

"Zawsze zachowajmy czujność, gdy otrzymamy podejrzaną wiadomość. Nie wiesz od kogo ona przyszła? Najlepiej usuń ją, a nadawcę zablokuj" - czytamy.

źródło: TVN24

Kiedy uwolnienie cen energii elektrycznej?

Polska jest jednym z ostatnich krajów w Unii Europejskiej, w którym zdecydowana większość gospodarstw domowych korzysta z taryfowanych cen energii elektrycznej.

Jako PGE opowiadamy się za uwolnieniem cen prądu dla gospodarstw domowych w naszym kraju - mówił w sierpniu tego roku prezes PGE Wojciech Dąbrowski.

Z naszych analiz wynika, że nie doprowadziłoby to do nienaturalnego, zawierającego nieuzasadnione zyski wzrostu cen prądu dla gospodarstw domowych. Równolegle powinien powstać także system ochrony tzw. odbiorców wrażliwych, zagrożonych ubóstwem energetycznym, dla których pokrycie kosztów energii elektrycznej i ciepła stanowi co miesiąc duży wysiłek finansowy - dodał Dąbrowski.

Analitycy giełdowi nie zdecydowali się wówczas skomentować słów Prezesa Grupy PGE, choć to nie jedyny głos w debacie publicznej wskazujący na sensowność pomysłu uwolnienia cen energii elektrycznej. 

Taryfowanie ogranicza konkurencyjność ofert na rynku energii. Im większa część odbiorców jest objęta regulowaniem cen energii, tym dla wszystkich spółek obrotu energią mniejsza jest możliwość przedstawienia atrakcyjnych ofert, konkurujących ze sobą cenowo. Niemal jednolite stawki dla odbiorców końcowych w regulowanych grupach taryfowych G1X, praktycznie eliminują zasadność zmiany sprzedawcy pomiędzy spółkami obrotu i hamują aktywność klientów w dobieraniu najlepszych dla siebie ofert - uważają przedstawiciele Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej. 

W ocenie PKEE obecny system taryf energii elektrycznej dla gospodarstw domowych wspiera finansowo wszystkich odbiorców energii elektrycznej, bez względu na ich dochody, także tych najbogatszych. Jednocześnie, zwłaszcza w tym roku, uwolnienie cen energii wydaje się uzasadnione w kontekście poziomu inflacji.

W podobnym tonie wybrzmiewają opinie think tanku Forum Energii.

Zasady taryfowania nie przystają do dzisiejszych warunków rynkowych. System taryf jest nieeleastyczny, nieefektywny, nieprzystosowany do zmieniającej się rzeczywistości na rynku energii i przyspieszającej transformacji energetycznej. Polski model taryf sieciowych, czyli system opłat za dostarczenie energii elektrycznej do odbiorców, musi zostać zmieniony. Projektowanie taryf jest integralną częścią polityki publicznej, która powinna wspierać, a nie utrudniać, transformację energetyczną. Inteligentne taryfy dają konsumentom bodźcie do podejmowania właściwych działań: oszczędzania energii czy korzystania z niej wtedy, kiedy jest do dla nich najbardziej opłacalne. Dobrze zaprojektowane dynamiczne taryfy mogą pomóc zoptymalizować wykorzystanie już istniejących sieci i zminimalizować przyszłe inwestycje.

Pozostaje jeszcze aspekt prawny. Polska musi wprowadzić w życie unijną dyrektywę, która zakazuje odgórnego zatwierdzania taryf. Termin wprowadzenia w życie tych przepisów minął z końcem 2020 roku. Wielka Brytania i Niemcy dokonały pełnej liberalizacji rynku kilkanaście lat temu. W ostatnich latach rynek energii uwolniły m.in. Bułgaria, Cypr, Portugalia, Rumunia, Łotwa. Chodzi o dyrektywę 2019/944 w sprawie zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej, zgodnie z treścią art 5 tzw. dyrektywy energetycznej państwa UE zobowiązane są do uwolnienia cen energii elektrycznej na rynku detalicznym. Polska nadal jest jednym z ostatnich krajów w Unii Europejskiej, w którym zdecydowana większość gospodarstw domowych korzysta z taryfowanych cen energii elektrycznej. 

Zgodnie z dyrektywą elektryczną uwolnienie cen sprzedaży prądu dla gospodarstw domowych to kierunek, w którym powinniśmy zmierzać i tworzyć warunki do odejścia od administracyjnego ich ustalania - uważa Mariusz Swora, były prezes URE. 

Były prezes URE zastrzega jednocześnie, że uwolnienie cen energii elektrycznej powinno być decyzją wielowarstwową, która wymaga wcześniejszej oceny z różnych punktów widzenia. Wymaga ona przede wszystkim szerokiego konsensusu, uwzględniającego punkt widzenia centrum rządowego, regulatora, organu ochrony konkurencji, konsumentów i ich organizacji.

Zakończenie taryfowania nie powinno mieć negatywnego wpływu na sytuację gospodarstw domowych i nie musi wiązać się ze wzrostem cen energii czy też wzrostem skali ubóstwa energetycznego, m.in. ze względu na już wysoki poziom konkurencji na polskim rynku. Mają to potwierdzać przykłady innych państw europejskich, które odeszły od taryfowania. 

Doświadczenia tych państw wskazują, że w dłuższej perspektywie czasowej odejście od taryfowania nie prowadzi do stałego wzrostu cen energii elektrycznej, a wręcz przeciwnie – pozwala na osiągnięcie stabilizacji cen na skutek działania mechanizmów rynkowych i ma znaczący wpływ na spadek skali ubóstwa energetycznego – zapewnia Polski Komitet Energii Elektrycznej (PKEE)

Polski Komitet Energii Elektrycznej zaznacza, że o ile unijne prawo nakazuje wszystkim państwom członkowskim Unii Europejskiej zapewnienie sprzedawcom energii swobody w ustalaniu cen energii elektrycznej i jednocześnie wyklucza możliwość interwencji publicznych w ustalanie cen energii, o tyle pozostawia możliwość wprowadzania narzędzi polityki socjalnej dla tych odbiorców, którzy są dotknięci ubóstwem energetycznym lub dla gospodarstw domowych zaliczających się do odbiorców wrażliwych.

Konsumenci powinni płacić za usługi sieciowe proporcjonalnie do tego, ile i kiedy korzystają z sieci, podkreślają eksperci Forum Energii. 

Odbiorcy energii korzystają z energii w oparciu o przyzwyczajenia. Nowy model taryfowania powinien zachęcać do zmiany starych nawyków i kontrolowania, w jakich momentach korzystanie z prądu jest najbardziej opłacalne (np. do ładowania samochodu elektrycznego czy włączania pompy ciepła). Takie rozwiązanie jest jednak możliwe tylko wtedy, kiedy w systemie pojawiają się aktywni konsumenci i prosumenci, a sposób wyceny energii będzie odzwierciedlał jej koszt w czasie. Niezbędne jest zróżnicowanie taryf sieciowych dla różnych grup konsumentów. Zmiana modelu taryfowania w pierwszej kolejności powinna dotyczyć odbiorców aktywnych. W wielu gospodarstwach domowych, które nie posiadają pojazdów elektrycznych ani pompy ciepła, zużycie energii elektrycznej jest relatywnie niewielkie. Dla nich wystarczająca jest taryfa sieciowa oparta na pobieranej energii. Jednak kiedy ci odbiorcy zaczną w większym stopniu dostosowywać zużycie energii do sygnałów cenowych, powinni mieć dostęp do bardziej zróżnicowanych taryf. Ważne jest także zadbanie o odbiorców o najniższych dochodach – powinni oni odnosić korzyści wynikające ze zmienności taryf.

Jak argumentuje PKEE, zwolnienie z taryfowania pozwoli na stopniowe przygotowanie odbiorców do przyszłych zmian na rynku energii – np. umożliwienia korzystania z taryf dynamicznych – oraz podejmowanie właściwych decyzji inwestycyjnych i zakupowych w oparciu o sygnały cenowe płynące ze sprawnie działającego rynku.

Wprowadzenie taryf dynamicznych stanie się nieuniknione z uwagi na konieczność podążania za coraz bardziej zmiennym rynkiem energii. Będzie to stanowić zasadniczą jakościową zmianę w porównaniu do obecnego modelu, w którym dominują stałe ceny. Umożliwi również efektywne wykorzystanie zasobów pożądanych z perspektywy zdekarbonizowanego systemu – redukcję zapotrzebowania odbiorców czy magazynowanie energii elektrycznej.

Choć reforma modelu taryfowania w Polsce jest pilna, to trzeba ją przeprowadzać stopniowo. Konieczne jest uwzględnienie interesu odbiorców i zróżnicowanie dostępu do stawek dynamicznych według ich potrzeb. Taka oferta powinna być osiągalna co najmniej dla odbiorców aktywnych. Ważne  jest także zapewnienie stabilności finansowej operatorów systemów dystrybucyjnych.

Brak działań w zakresie zniesienia obowiązującego w Polsce od wielu lat modelu taryfowania w 2022 roku może przyczynić się do pogłębienia problemu ubóstwa energetycznego. 


dane i opinie: Forum Energii/PKEE

Dyskusja o ostatecznym kształcie Funduszu Transformacji Energetyki

Jarosław Kaczyński chce projekt ustawy tworzącej Fundusz Transformacji Energetyki poddać dodatkowej analizie. Grupa PGE proponuje powołanie wskaźnika transformacji energetycznej. Dyskusje o Funduszu trwa i za moment cała koncepcja Funduszu może zostać gruntownie przebudowana


Wróćmy do września 2021, pojawia się projekt ustawy w sprawie FTE (Funduszu Transformacji Energetyki)

W Ocenie Skutków Regulacji projektu napisano, że w Krajowym planie na rzecz energii i klimatu (KPEiK) nakłady inwestycyjne związane z energią w gospodarce krajowej zostały oszacowane na poziomie ponad 356 mld euro w latach 2021-2040.

W przyjętych rekomendacjach postanowiono, iż Polska nie skorzysta z derogacji dla energetyki oraz zwiększenia Funduszu Modernizacyjnego i sprzeda całą dostępną pulę na aukcjach, a przychody ze sprzedaży 40 proc. uprawnień zostaną przeznaczone na modernizację sektora energetycznego. W trakcie dyskusji nad ww. rekomendacjami rozważano możliwość przekierowania 40 proc. puli aukcyjnej do Funduszu Modernizacyjnego (FM).

Zdecydowano jednak utworzyć nowy, krajowy fundusz ze względu na większą elastyczność i swobodę wydatkowania środków, która wynika z braku konieczności zatwierdzania programów przez podmioty zewnętrzne.

W przypadku FM możliwość realizacji konkretnych programów uwarunkowana jest zgodą Europejskiego Banku Inwestycyjnego (EIB), a także Komitetu Inwestycyjnego, w skład którego wchodzą przedstawiciele Komisji Europejskiej, państw beneficjentów FM oraz 3 państw nie będących beneficjentami FM. Ponadto, środki FM dedykowane są szerszemu gronu odbiorców, nie tylko z sektora energetycznego - wyjaśniono w OSR.

Według MKiŚ wielkość puli uprawnień do emisji szacowana jest na ok. 268 mln.

Dodatkowo, sprzedaży na aukcji w 2021 roku podlegają uprawnienia do emisji niewykorzystane w ramach mechanizmu derogacji dla energetyki w III okresie rozliczeniowym EU ETS. 50 proc. przychodów uzyskanych ze sprzedaży tej puli uprawnień (ok. 17 mln uprawnień do emisji) również zostanie przeznaczone na wsparcie transformacji sektora energetycznego.

W połowie października rząd przekazał projekt ustawy do konsutacji, zaczęła się dyskusja nad kształtem FTE

Wg projektu ustawy do Funduszu Transformacji Energetyki trafią pieniądze ze sprzedaży 40 proc. puli uprawnień do emisji CO2.

Już na początku konsultacji inne stanowisko w tej sprawie przedstawiło Ministerstwo Rozwoju i Technologii, które proponuje zwiększenie alokacji na Fundusz Transformacji Energetycznej do 50 proc. środków ze sprzedaży EUA. 

W obliczu rosnących cen energii elektrycznej należy znacząco zwiększyć nakłady przeznaczone na transformację w kierunku gospodarki neutralnej klimatycznie. Środki pochodzące ze sprzedaży uprawnień do emisji dwutlenku węgla powinny zostać w znacznej większości rozdzielone proporcjonalnie względem potrzeb pomiędzy newralgiczne dla gospodarki sektory – energetykę, ciepłownictwo oraz przemysł. Mając na uwadze powyższe, w opinii Ministerstwa Rozwoju i Technologii, zasadne jest zwiększenie alokacji na Fundusz Transformacji Energetyki (FTE) do co najmniej 50 proc. - napisało w swojej opinii Ministerstwo Rozwoju i Technologii. 

Ponadto resort chce, aby środki z FTE mogłyby być przeznaczone również na rozbudowę i modernizację sieci ciepłowniczych.

Do dyskusji o kształcie FTE włączył się również Jarosław Kaczyński. Lider partii rządzącej i wicepremier ocenił, że projekt ustawy tworzącej Fundusz Transformacji Energetyki powinien zostać poddany analizie uwzględniającej obecną sytuację Polski w Unii Europejskiej oraz mechanizmy dystrybucji środków.

Projekt ustawy powinien być poddany analizie uwzględniającej obecną sytuację Rzeczypospolitej Polskiej w Unii Europejskiej, a także mechanizmy dystrybucji środków, z uwzględnieniem spraw personalnych i zagrożeń lobbystycznych - brzmi uwaga wicepremiera Kaczyńskiego, zgłoszona w ramach uzgodnień projektu.


O co tak naprawdę chodzi?

Kluczowy i wzbudzający emocje zapis w ustawie dotyczy listy przedsięwzięć, które będą mogły skorzystać ze wsparcia ze środków Funduszu. Jak wymieniono, w szczególności mają to być inwestycje z zakresu: energetyki jądrowej; OZE; sieci przesyłowych i dystrybucyjnych; wysokosprawnej kogeneracji i efektywnych systemów ciepłowniczych; gazowych jednostek wytwórczych; magazynów energii; innowacyjnych technologii; poprawy efektywności energetycznej; sprawiedliwej transformacji; wychwytu i składowania dwutlenku węgla. 

Wzbudzający emosje, bo de facto oznacza on wykluczenie z FTE przedsięwzięć związanych z wykorzystaniem stałych paliw kopalnych. To prawdopodobnie miał na myśli Jarosław Kaczyński mówiąc o potrzebie ponownego przeanalizowania modelu dystrybucji środków z Funduszu. Ale ten zapis wywołuje także reakcje największego uczestnika rynku.

Grupa PGE wchodzi do dyskusji ze swoimi pomysłami

Zdaniem PGE, uwzględniając przepisy dotyczące pomocy publicznej, FTE powinien wspierać również ograniczanie emisji CO2 z jednostek konwencjonalnych, szczególnie w zakresie nowych technologii, jak np. wychwyt, składowanie i utylizacja CO2, wytwarzanie i wykorzystanie wodoru, zgazowanie węgla, itp.

W pierwszym etapie - ograniczanie emisji CO2 i przechodzenie z energetyki węglowej na gazową i OZE – argumentuje największa spółka elektroenergetyczna w kraju.

Jednocześnie PGE proponuje powołanie wskaźnik transformacji energetycznej, który w rezultacie będzie wspierał przy wydatkowaniu w pierwszej kolejności z dużym udziałem paliw kopalnych w generacji. PGE podkreśla, że ta propozycja ma za zadanie uwzględnienie celu, jaki przyświeca FTE czyli przede wszystkim transformacji energetyki.

Główną rolę w transformacji energetyki będą odgrywały podmioty, które aktualnie wytwarzają energię elektryczną, np. ze stałych paliw kopalnych np. z węgla i w ramach podjętych celów i obostrzeń będą odchodziły od wykorzystywania np. węgla na rzecz np. OZE czy kogeneracji opartej na gazie – argumentuje PGE. 

PGE odpiera jednocześnie zarzuty, że cały mechanizm Funduszu faworyzuje spółki skarbu państwa i wskazuje, że to właśnie wytwórcy, którzy są wytwórcami energii elektrycznej z paliw kopalnych będą ponosić największy ciężar transformacji energetyki i właśnie na odchodzenie od paliw kopalnych na rzecz innych paliw powinny być przeznaczane znaczne środki w ramach dofinansowania FTE.

PGE uważa, że środków na transformację powinno być jak najwięcej, jednak przy aktualnym stanie prawnym, przekazanie 100 proc. środków ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na FTE nie wydaje się możliwe z uwagi na sposób rozdysponowania środków uzyskanych ze sprzedaży w drodze aukcji uprawnień do emisji określony w ustawie o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. Środki ze sprzedaży uprawnień do emisji są przeznaczane również m.in. na Fundusz Rekompensat Pośrednich Kosztów Emisji, czyli rekompensaty dla sektorów i podsektorów energochłonnych.

Najważniejszy cel Funduszu Transormacji Energetyki nie zmienia się

Finansowanie z FTE ma zbliżyć Polskę do realizacji ambitnych celów polityki klimatyczno-energetycznej  UE, wspierać zrównoważony rozwój, zapewnić zachowanie konkurencyjności krajowej gospodarki na arenie międzynarodowej oraz zmodernizować i zdywersyfikować polski sektor energetyczny.

System EU ETS stanowi największe stabilne źródło finansowania transformacji energetycznej w Polsce w najbliższej dekadzie. Dzięki uczestnictwu w systemie, Polski rząd może pozyskać ponad 82,3 mld euro do 2030 r. (ok. 370 mld złotych). Proponowana w pakiecie Fit for 55 zmiana dotycząca wydatkowania srodków ze sprzedazy puli aukcyjnej (z "50% POWINNO sfinansować wydatki klimatyczno-środowiskowe" na "100% MUSI sfinansować wydatki klimatycznośrodowiskowe") oznacza efektywnie dużo więcej pieniędzy na polską transformację energetyczną.

To zwiększa presję na krajowe instytucje odpowiedzialne za przeprowadzenie transformacji i zarządzanie strumieniami pieniędzy. 


dane: Parkiet/Forum Energii

Agencja Rynku Energii dostarcza regularnych analiz dla branży gazowniczej

Zachęcamy Państwa do współpracy z analitykami ARE S.A.

Jak wiemy działalność związana z hurtową i detaliczną sprzedażą gazu ziemnego stanowi istotny segment działalności koncernów energetycznych w Unii Europejskiej. Postępująca liberalizacja rynku gazu ziemnego w kraju stawia przed rodzimymi grupami energetycznymi nowe wyzwania, jak również stwarza nowe możliwości.

Agencja Rynku Energii oferuje Państwu usystematyzowane opracowanie przygotowane pod potrzeby podmiotów zajmujących się dotychczas działalnością jedynie w sektorze elektroenergetycznym. Zbiór oferowanych analiz stanowi praktyczne wprowadzenie do zagadnień hurtowej i detalicznej sprzedaży błękitnego paliwa, przedstawiając najbardziej aktualne informacje pochodzące z kluczowych rynków gazu ziemnego w Unii Europejskiej. 

Oferowane opracowanie może być podstawą do podejmowania kolejnych decyzji inwestycyjnych. Na rynku trwa bowiem postępująca integracja branż energetycznej i gazowniczej, wynikająca z rozwoju źródeł wytwórczych opartych na gazie. Biorąc pod uwagę plany inwestycyjne krajowych przedsiębiorstw energetycznych można stwierdzić, że energetyka ma szansę zostać kluczowym odbiorcą błękitnego paliwa w kraju. W obliczu zaistniałej sytuacji, poszerzenie wiedzy na temat potencjalnej bazy paliwowej nowych źródeł wytwórczych, wydaje się być nieuniknione.

Opracowanie zawiera syntetyczny opis najistotniejszych segmentów rynku gazu ziemnego w Unii Europejskiej, w tym:

  • Ceny i wolumeny gazu ziemnego na największych giełdach i hubach w Unii Europejskiej (ICE – Wielka Brytania; EEX – Niemcy; APX/ENDEX – Belgia, Powernext – Francja, NORDPOOL – Skandynawia, GME – Włochy, Zeebrugge – Belgia).
  • Charakterystykę podmiotów działających na hurtowym rynku gazu ziemnego w Unii Europejskiej (struktura działalności prowadzonej przez koncerny multienergetyczne, przychody, wolumen sprzedaży, kluczowe wskaźniki ekonomiczne dla działalności).
  • Ceny gazu ziemnego dla odbiorców komercyjnych i gospodarstw domowych w wybranych krajach Unii Europejskiej.
  • Charakterystykę detalicznych rynków gazu ziemnego w wybranych krajach Unii Europejskiej (struktura podmiotowa detalicznych rynków gazu ziemnego, liczba odbiorców, wielkość sprzedaży gazu zimnego przez kluczowe podmioty na rynku europejskim).
  • Energetyka gazowa w Unii Europejskiej (moc zainstalowana w źródłach opalanych gazem ziemnym na wybranych rynkach Unii Europejskiej, udział gazu ziemnego w strukturze produkcji energii elektrycznej, struktura podmiotowa źródeł gazowych, zastosowane technologie – dane w ujęciu rocznym).

Profesjonalna analiza gospodarcza

Zachęcamy Państwa do współpracy z analitykami ARE S.A. - to efektywny model docierania do ważnych danych bez konieczności zatrudniania własnych analityków. Posiadamy wypracowany model współpracy, po nasze analizy sięgają największe polskie przedsiębiorstwa, organy państwowe i instytucje finansowe - podkreśla Artur Olszewski, Prezes Agencji Rynku Energii


Kontakt

Janusz Smardz
tel. 22-444-20-60

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