Od czwartku zaczęło obowiązywać rozporządzenie w sprawie sposobu obliczania limitu ceny dla wytwórców energii elektrycznej, w podziale na technologie oraz dla spółek obrotu energią. Przepisy dotyczą przedsiębiorców, którzy będą musieli przekazywać odpis na rachunek Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny.

W rozporządzeniu zawarto zasady i wzory służące obliczaniu limitu ceny przez producentów energii elektrycznej w zależności od technologii jej wytwarzania.

Jak podano, cena uwzględniać ma m.in. koszt zużytego paliwa, sprawność netto jednostki wytwórczej, marżę, wyznaczoną jako 3 proc. ceny energii elektrycznej z rynku dnia następnego obliczonej, jako 80 proc. ceny określonej w indeksie TGeBase oraz 20 proc. ceny określonej w indeksie TGePeak dla doby, dla której obliczany jest odpis na fundusz, a także "dodatek inwestycyjny i na pokrycie kosztów stałych".

Dla przedsiębiorstw prowadzących obrót energią elektryczną przedstawiono sposób określenia limitu ceny oddzielnie dla energii sprzedawanej do odbiorców końcowych, a oddzielnie dla obrotu energią, z wyłączeniem sprzedaży do odbiorców końcowych.

W rozporządzeniu wskazano, że w przypadku przedsiębiorstw obrotu energią elektryczną, limit ceny w zakresie wolumenu energii będący przedmiotem obrotu, z wyłączeniem sprzedaży do odbiorców końcowych stanowi iloczyn średniej ważonej wolumenem ceny zakupionej energii w danym dniu oraz marży określonej, jako 1,015 lub 1,01. Z kolei dla energii sprzedawanej do odbiorców końcowych limit ceny dla przedsiębiorstwa stanowi iloczyn średniej ważonej wolumenem ceny zakupionej energii elektrycznej w danym dniu oraz marży określonej, jako 1,035 lub 1,03, powiększony o jednostkowy koszt umorzenia świadectw pochodzenia.

W rozporządzeniu zaznaczono, że to "minister właściwy do spraw energii na bieżąco monitoruje kształtowanie się poziomu limitu cen dla poszczególnych technologii wytwarzania oraz ich wpływ na kształtowanie się poziomu odpisu na Fundusz, biorąc pod uwagę możliwość pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną".

Na początku listopada prezydent podpisał ustawę o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku. Ustawa wprowadza maksymalne ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych, samorządów i firm. Według tych przepisów cena dla gospodarstw wyniesie 693 zł za MWh, a dla samorządów i sektora MŚP - 785 zł za MWh. Firmom sprzedającym energię będą przysługiwały rekompensaty za stosowanie w rozliczeniach z odbiorcami uprawnionymi maksymalnych cen.

Zgodnie z ustawą wytwórcy i sprzedawcy energii elektrycznej będą musieli przekazać odpisy na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny będące nadmiarowym przychodem, według przyjętego w ustawie sposobu obliczania. Chodzi o firmy wykorzystujące do wytwarzania energii elektrycznej: energię wiatru, energię promieniowania słonecznego, energię geotermalną w rozumieniu art. 2 pkt 10 ustawy o odnawialnych źródłach energii, hydroenergię w rozumieniu art. 2 pkt 12 ustawy o odnawialnych źródłach energii, biomasę oraz biopłyny w rozumieniu odpowiednio art. 2 pkt 3 i 4 ustawy o odnawialnych źródłach energii, odpady w rozumieniu art. 3 ust. 1 pkt 6 ustawy z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach, węgiel brunatny, paliwa ciekłe w rozumieniu art. 3 pkt 3b ustawy – Prawo energetyczne, węgiel kamienny, paliwa gazowe w rozumieniu art. 3 pkt 3a ustawy – Prawo energetyczne, z wyłączeniem biogazu i biogazu rolniczego w rozumieniu odpowiednio art. 2 pkt 1 i 2 ustawy o odnawialnych źródłach energii. Dotyczy to też przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną.

Wraz z początkiem sezonu grzewczego Niemcy podjęły szereg działań mających na celu zwiększenie produkcji energii w elektrowniach węglowych.

28 września rząd RFN przyjął dwa rozporządzenia dotyczące przywrócenia do pełnej działalności rynkowej siłowni rezerwowych. Pierwsze z nich obejmuje pięć bloków na węgiel brunatny o łącznej mocy 1,9 GW, pozostających dotychczas w tzw. rezerwie bezpieczeństwa (Sicherheitsbereitschaft).

Do 30 czerwca 2023 r. mogą one znów produkować i sprzedawać energię na giełdzie. Drugie rozporządzenie dotyczy elektrowni na węgiel kamienny znajdujących się w rezerwie sieciowej (Netzreserve), w których przypadku już od lipca istnieje możliwość ich ponownego uruchomienia

(warto zobaczyc też Niemcy: przejściowy renesans węgla w energetyce)

Dzięki nowym regulacjom będą one mogły pozostać na rynku do 31 marca 2024 r., czyli o 11 miesięcy dłużej, niż przewidywały wcześniejsze przepisy. Co więcej, usunięto wobec nich wymóg zapewnienia zapasów węgla przy elektrowniach na co najmniej 30 dni jeszcze przed wznowieniem ich pracy.

Ponadto 4 października Federalne Ministerstwo Gospodarki i Ochrony Klimatu (BMWK), Ministerstwo Gospodarki, Przemysłu, Ochrony Klimatu i Energetyki Nadrenii Północnej-Westfalii oraz koncern energetyczny RWE ogłosiły porozumienie dotyczące dalszego wykorzystywania należących do firmy elektrowni na węgiel brunatny w Zagłębiu Nadreńskim. Na mocy tej umowy bloki D i E siłowni Neurath (ich łączna moc to 1,2 GW), które zgodnie z obecną ustawą o odejściu od węgla powinny zostać wygaszone do końca 2022 r. będą mogły pozostać czynne do 31 marca 2024 r.

(warto zobaczyć przy okazji Niemieckie pożegnanie z węglem. Kolejny etap Energiewende)

W zamian za to spółka RWE zobowiązała się przyspieszyć termin wyłączenia swoich ostatnich elektrowni na węgiel brunatny (Neurath F i G oraz Niederaußem K) z 31 grudnia 2038 r. (co przewiduje ustawa) na 31 marca 2030 r. Porozumienie nie zakłada żadnych dodatkowych rekompensat dla koncernu, jednak w ramach kompromisu z 2020 r., który dotyczył odejścia RFN od węgla, RWE ma  otrzymać łącznie 2,6 mld euro (odszkodowanie wciąż nie zostało zatwierdzone przez Komisję Europejską).

Wdrożenie powyższych postanowień wymaga przeprowadzenia zmian legislacyjnych oraz wyrażenia zgody przez KE.

Przy okazji prezentacji porozumienia RWE zadeklarowała gotowość budowy na terenie obecnych kopalni węgla brunatnego nowych elektrowni wiatrowych i fotowoltaicznych o łącznej mocy 1 GW oraz bloków gazowych o mocy 3 GW.

Według prezesa koncernu Markusa Krebbera te ostatnie miałyby być zdolne do współspalania wodoru oraz pełnego przestawienia na wodór od 2035 r.



Komentarz analityka Ośrodka Studiów Wschodnich

Decyzje umożliwiające w krótkiej perspektywie zwiększenie wykorzystywania elektrowni węglowych są reakcją na bieżący kryzys energetyczny, wynikający przede wszystkim z ograniczenia dostępności gazu. Siłowniom węglowym przypisuje się centralną rolę w zastępowaniu generowania energii z bloków gazowych, by zmniejszyć zużycie błękitnego paliwa w sezonie grzewczym, oraz w stabilizacji systemu elektroenergetycznego. Bloki węglowe stanowią dogodną alternatywę, ponieważ pozwalają na produkcję zarówno energii elektrycznej, jak i ciepła sieciowego, a przy tym są stabilnym i sterowalnym uzupełnieniem źródeł odnawialnych.

Wg danych z 13 października niemieckie magazyny gazu są niemal całkowicie zapełnione Niemieckie plany przewidują, że 1 listopada magazyny gazu muszą być napełnione w co najmniej 95 procentach. Wartość ta została obecnie osiągnięta w całości, dane mówią o wypełnieniu magazynów na poziomie 95,14 procent

Wskutek całkowitego odcięcia dostaw gazu z Rosji i braku możliwości ich pełnej substytucji tej zimy Niemcy w większym niż dotychczas stopniu będą musiały posiłkować się zapasami, aby pokryć bieżące zapotrzebowanie. Może to prowadzić do znacznego opróżnienia magazynów pod koniec sezonu grzewczego. Prognozy w tym zakresie są mocno niepewne i zależą przede wszystkim od poziomu zużycia gazu (na to zaś wpływ będą miały m.in. pogoda czy ceny surowca).

Według Federalnej Agencji Sieci, aby uniknąć wystąpienia niedoborów, Niemcy powinny zredukować konsumpcję o 20%.

W pierwszym półroczu była ona mniejsza o 15% (względem pierwszej połowy 2021 r.), a w sektorze elektroenergetycznym – o 17,9%. Malejącą generację z bloków gazowych i jądrowych zastępowała głównie produkcja z elektrowni węglowych, których udział w miksie energetycznym wzrósł o 17%. W pierwszych sześciu miesiącach br. odpowiadały one łącznie za 31,4% wytwarzanej w Niemczech energii elektrycznej (zob. Aneks). Wyraźnie (o 12%) wzrosła w tym roku także jej generacja z OZE.

Ograniczenie okresu wykorzystywania reaktywowanych z rezerwy bloków węglowych do wiosny 2024 r. związane jest z planowanym uruchomieniem terminali LNG, które mają Niemcom umożliwić zastąpienie dostaw gazu z Rosji. Łącznie do końca 2023 r. oddanych do użytku ma zostać sześć pływających jednostek FSRU, za pomocą których sprowadzanych będzie w sumie 32 mld m³ LNG rocznie (pięć z nich zostało wydzierżawionych na zlecenie rządu federalnego).

Niemcy liczą na to, że w średniej perspektywie przyczyni się to do ustabilizowania sytuacji na rynku gazu, co pozwoli na powrót do realizacji zawieszonej na czas kryzysu koncepcji wykorzystywania tego surowca jako paliwa przejściowego transformacji energetycznej. Jednocześnie wskutek planowanego zwiększenia tempa samej Energiewende (80% zużywanej w RFN energii elektrycznej już w 2030 r. miałoby pochodzić ze źródeł odnawialnych) znaczenie gazu ma być mniejsze, niż wcześniej zakładano.

W dłuższej perspektywie Berlin nie tylko nie rezygnuje z planu całkowitego odejścia od węgla, lecz zamierza, na ile to możliwe, jeszcze przyspieszyć ten proces. Przepisy ustawy z 2020 r. zakładają wygaszenie ostatnich elektrowni do końca 2038 r. (lub nawet do 2035 r.). W umowie koalicyjnej z listopada 2021 r. partie SPD, Zieloni i FDP zapowiedziały dążenie do jego zakończenia „w najlepszym przypadku” do 2030 r. Porozumienie z RWE przybliża realizację tej zapowiedzi jedynie w jednym z trzech niemieckich zagłębi węglowych (oprócz Zagłębia Nadreńskiego węgiel brunatny wydobywa i wykorzystuje się także w Zagłębiu Środkowoniemieckim i Łużyckim).

Przyspieszenie odejścia od węgla w bogatej, uprzemysłowionej i zurbanizowanej Nadrenii będzie o wiele łatwiejsze niż w pozostałych dwóch, wschodnioniemieckich, mniej zamożnych i bardziej peryferyjnych regionach. Wpisuje się to w nową strategię rozwojową RWE (Growing Green), która zakłada oparcie działalności wytwórczej na źródłach odnawialnych i niskoemisyjnych (początkowo zwłaszcza na gazie, w dłuższej perspektywie – wodorze).

Z kolei premierzy Saksonii, Brandenburgii i Saksonii-Anhalt zapowiadają podtrzymanie obecnej daty wygaszenia kopalni węgla brunatnego w ich landach.

Porozumienie z RWE o przyspieszeniu odejścia od węgla w Zagłębiu Nadreńskim do 2030 r. jest z perspektywy politycznej szczególnie istotne dla Zielonych. Postulat ten był bowiem jednym z głównych haseł kampanii wyborczej tej partii przed wyborami zarówno do Bundestagu w 2021 r., jak i do landtagu Nadrenii Północnej-Westfalii w 2022 r. (w tym landzie Zieloni współtworzą obecnie koalicję rządzącą z chadekami).

Umowa stanowi zarazem swoistą nagrodę pocieszenia dla elektoratu Zielonych – politycy tego ugrupowania (zwłaszcza zaś wicekanclerz Robert Habeck) musieli w ostatnich miesiącach podjąć szereg trudnych i niepopularnych wśród wyborców decyzji, na czele z tymi dotyczącymi wznowienia pracy elektrowni węglowych, uruchamiania terminali LNG czy wydłużenia działania siłowni jądrowych. Ponadto zawarte porozumienie umożliwia (podobnie jak wdrażane w tym roku liczne zmiany legislacyjne ułatwiające inwestycje w instalacje OZE) Zielonym podtrzymanie narracji o nieodstępowaniu przez rząd od prowadzenia polityki klimatycznej.



Analiza i komentarz: Michał Kędzierski

Ośrodek Studiów Wschodnich

Inwestorzy realizujący projekt – PGE i Ørsted – mogą dzięki temu kontynuować projekt i rozpocząć prace nad pozyskaniem pozwoleń na budowę.

Wydanie decyzji środowiskowej zamyka ważny, wielomiesięczny etap prac przygotowujących budowę morskiej farmy wiatrowej wraz z infrastrukturą przyłączeniową. Spełniliśmy niezbędny warunek kontynuacji procesu inwestycyjnego  możemy teraz przystąpić do przygotowania dokumentacji technicznej niezbędnej do pozyskania pozwoleń na budowę – komentuje Wojciech Dąbrowski, prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej.

Decyzja środowiskowa dla infrastruktury przyłączeniowej Morskiej Farmy Wiatrowej Baltica jest dla nas potwierdzeniem, że badania środowiskowe zostały rzetelnie przeprowadzone, a powstała w ich rezultacie dokumentacja środowiskowa została należycie przygotowana – dodał prezes PGE.

Po uzyskaniu decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla infrastruktury przyłączeniowej złożyliśmy wnioski o pozwolenia wodnoprawne i będziemy występować o decyzje lokalizacyjne. To elementy przygotowań do pozyskania pozwoleń na budowę, które są ostatnimi wymogami administracyjnymi. Ich spełnienie pozwoli projektowi Baltica 2+3 dojrzewać w kierunku podjęcia ostatecznej decyzji inwestycyjnej, a następnie przejść od etapu planowania do etapu realizacji inwestycji - komentuje Søren Westergaard Jensen, dyrektor projektu Baltica 2+3 z ramienia Ørsted.

Cieszymy się, że dokładając cegiełkę do celów związanych z transformacją i wzmocnieniem bezpieczeństwa energetycznego Polski, możemy realizować inwestycję w Morską Farmę Wiatrową Baltica zgodnie z najwyższymi standardami środowiskowymi - dodaje Søren Westergaard Jensen.

Milowy krok w kierunku realizacji inwestycji

Przed uzyskaniem decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach przeprowadzone zostały szczegółowe badania środowiska przyrodniczego. Uzyskanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla infrastruktury przyłączeniowej Morskiej Farmy Wiatrowej Baltica to milowy krok w kierunku realizacji inwestycji. Od 24 stycznia 2020 roku projekt posiada decyzję środowiskową dla farmy wiatrowej. Ponadto projekt posiada pozwolenia na wznoszenie sztucznych wysp (PSzW), pozwolenia na ułożenie i utrzymanie kabli (PUUK), umowy przyłączeniowe do sieci przesyłowej z operatorem, a także otrzymał prawo do kontraktu różnicowego (CfD).


Gdzie powstanie infrastruktura przyłączeniowa

Zadaniem infrastruktury przyłączeniowej jest wyprowadzenie energii wyprodukowanej na morzu do sieci przesyłowej na lądzie. Na odcinku przejścia kabli morskich przez strefę brzegową zostanie wykonany przewiert morze – ląd, tj. kable zostaną poprowadzone w technologii bezwykopowej pod plażą.

Następnie będą biegły ławą kablową przez teren gminy Choczewo do dwóch lądowych stacji transformatorowych zlokalizowanych w pobliżu miejscowości Osieki Lęborskie. Stąd energia trafi do stacji elektroenergetycznej krajowego operatora sieci przesyłowej.





Zgodnie z harmonogramem pierwszego etapu projektu, czyli Baltica 3 o mocy do 1045,5 MW, wprowadzenie pierwszej energii do sieci jest planowane na 2026 rok. Etap kolejny, czyli Baltica 2 o mocy do 1497 MW, ma rozpocząć produkcję w 2027 roku. Inwestycje te przyczynią się do przyspieszenia polskiej transformacji energetycznej.

Grupa PGE jest największym krajowym producentem energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Plan na kolejne lata to dalszy rozwój odnawialnych źródeł energii – w szczególności w oparciu o energię wiatru i słońca. PGE jest liderem zmian w polskiej energetyce. W swojej strategii, Grupa PGE przedstawiła plan transformacji Grupy i drogę do dekarbonizacji wytwarzania oraz ogłosiła cel osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 r. Plan inwestycyjny Grupy PGE obejmuje największe w kraju inwestycje w morskie elektrownie wiatrowe. Program Offshore Grupy PGE zakłada wybudowanie do 2030 roku Morskiej Farmy Wiatrowej Baltica, realizowanej w dwóch etapach – Baltica 2 i Baltica 3, o łącznej mocy zainstalowanej do 2,5 GW. Następnie po 2030 roku do portfolio Grupy dołączy Elektrownia Wiatrowa Baltica 1. Zgodnie ze strategią Grupy PGE do 2040 wybuduje co najmniej 6,5 GW mocy wytwórczych zainstalowanych w technologii offshore.

Wywodzący się z Danii Ørsted jest dziś obecny na kilkunastu rynkach, poczynając od Stanów Zjednoczonych Ameryki Północnej, przez kraje europejskie, a kończąc na Azji. Polska jest jednym z kluczowych rynków dla Ørsted, na którym firma działa już 10 lat, zatrudniając obecnie niemal 500 osób (7292. na całym świecie). Realizacja Morskiej Farmy Wiatrowej Baltica o łącznej mocy do 2,5 GW w polskiej części Morza Bałtyckiego wpisuje się w zaktualizowaną niedawno przez Ørsted ambicję osiągnięcia 30 GW w morskiej energetyce wiatrowej do 2030 roku. Ørsted, który posiada 30-letnie doświadczenie w realizacji i rozwijaniu morskich farm wiatrowych, posiada obecnie ok. 12 GW mocy zainstalowanej w tej technologii na całym świecie. Oprócz morskich farm wiatrowych, firma rozwija, buduje i obsługuje lądowe farmy wiatrowe, farmy słoneczne, magazyny energii i bioelektrownie oraz dostarcza produkty energetyczne swoim klientom. Po raz czwarty z rzędu w 2022 r. Ørsted został po raz czwarty z rzędu uznany za najbardziej zrównoważoną firmę energetyczną na świecie w indeksie Corporate Knights 2022, który gromadzi 100 najbardziej zrównoważonych korporacji na świecie. Znajdujemy się także na liście CDP Climate Change a jako światowy lider w zakresie działań na rzecz klimatu. W 2021 r. przychody grupy wyniosły 77,7 mld DKK (10,4 mld EUR).

Elektrownie wiatrowe Starza/Rybice i FW Karnice II zostały uruchomione w województwie zachodniopomorskim ponad dwa lata temu. Pracują tam 43 turbiny o łącznej moc zainstalowanej ponad 97 MW.

Dotychczas obu farmom przysługiwał jeszcze serwis gwarancyjny. Po jego zakończeniu spółka mogła konieczne prace naprawcze zlecać firmom zewnętrznym lub wykonywać je samodzielnie.

PGE Energia Odnawialna wyróżnia się na tle innych firm z branży pod względem kompetencji pracowników. Dzięki specjalistycznemu wyszkoleniu kilkudziesięciu ludzi jesteśmy niezależni od usługodawców komercyjnych jeśli chodzi o naprawę i utrzymanie turbin wiatrowych. To rozwiązanie nie tylko jest dla nas korzystne ekonomicznie, ale przede wszystkim pozwala nam na szybsze działanie w przypadku awarii - mówi Marcin Karlikowski, prezes zarządu PGE Energia Odnawialna

Obecnie PGE energia odnawialna zarządza 20 lądowymi farmami wiatrowymi. Poza zakupionymi w tym roku farmami Radzyń, Ścieki i Jóźwin, którym przysługuje jeszcze serwis gwarancyjny, w pozostałych obiektach PGE niezbędne prace eksploatacyjne wykonują samodzielnie pracownicy spółki.

Dużym wsparciem w tych działaniach jest uruchomione kilka miesięcy temu regionalne centrum serwisowe w Piaskach (kilkanaście kilometrów od Bełchatowa). Pełni ono przede wszystkim zadanie centralnego magazynu części zamiennych dla potrzeb eksploatowanych przez spółkę farm wiatrowych. Składowane i przechowywane są tu m.in. przekładnie, generatory, transformatory, a nawet tak duże elementy jak łopaty wiatraka.

Co ważne, centrum w Piaskach jest też zapleczem dla realizowanych przez PGE Energia Odnawialna inwestycji fotowoltaicznych. Już dziś spółka we własnym zakresie serwisuje farmy: PV Lesko, Bliskowice, Lutol 1 i Lutol 2.

PGE Energia Odnawialna z Grupy Kapitałowej PGE jest największym producentem zielonej energii w Polsce. Posiada 20 farm wiatrowych, 29 elektrowni wodnych, 4 elektrownie szczytowo-pompowe oraz 5 farm fotowoltaicznych.

Łączna moc zainstalowana wszystkich obiektów wynosi 2415,5 MW.