Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 8 listopada 2023 r. w sprawie ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, okresów obowiązujących wytwórców, którzy wygrali aukcje, oraz referencyjnych wolumenów sprzedaży energii elektrycznej (Dz. U. z 2023 r. poz. 2440) wchodzi w życie 10 listopada 2023 r.

Określa ono maksymalne ceny, po jakich w ramach aukcji wytwórcy będą mogli sprzedać energię elektryczną pochodzącą ze źródeł odnawialnych, a także okres wsparcia, do którego uprawnieni będą zwycięzcy tych aukcji, który wynosi 15 lat.

W odniesieniu do dotychczas obowiązujących cen referencyjnych nowe ceny są wyższe średnio o ok. 12 proc.

• Tegoroczne aukcje odbędą się między 13 a 22 listopada i zostaną rozstrzygnięte do końca roku. Dokładny harmonogram aukcji znajduje się tutaj.
• Dla technologii dotychczas najbardziej aktywnych, tj. wykorzystujących energię promieniowania słonecznego oraz energię wiatru na lądzie, przeznaczono łącznie 33 TWh o łącznej wartości ponad 10 mld zł.
• Największym koszykiem, zarówno pod kątem wolumenu energii elektrycznej jak i wartości, będzie natomiast koszyk wspólny dla biogazowni składowiskowych, biogazowni na oczyszczalniach ścieków, biogazowni innych niż rolnicze, dedykowanych instalacji spalania biomasy, układów hybrydowych, instalacji termicznego przekształcania odpadów oraz dedykowanych instalacji spalania wielopaliwowego, o mocy powyżej 1 MW (Aukcja AZ/2/2023).
• Parametry aukcji w 2023 roku określone zostały w Rozporządzeniu Rady Ministrów z dnia 27 września 2022 r. w sprawie maksymalnych ilości i wartości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, które mogą zostać sprzedane w drodze aukcji w poszczególnych następujących po sobie latach kalendarzowych 2022-2027.
• W efekcie przeprowadzonych przez URE dotychczas aukcji (w latach 2016-2022) aukcje wygrało prawie 4,5 tysiąca instalacji o mocy ponad 12 GW.
• Beneficjentami systemu aukcyjnego w minionych latach byli głównie wytwórcy wykorzystujący do wytwarzania energii elektrycznej energię promieniowania słonecznego i wiatru na lądzie.

Wychodzimy naprzeciw oczekiwaniom rynku i naszych potencjalnych beneficjentów. Budżet „Mojego Prądu” zwiększyliśmy o 450 mln zł, czyli w sumie – w całym programie, który realizowany jest od roku 2019 – przeznaczamy już ponad 3 mld zł na rozwój fotowoltaiki w Polsce” – mówi Paweł Mirowski, pełnomocnik Prezesa Rady Ministrów ds. programu „Czyste Powietrze” i efektywności energetycznej budynków oraz wiceprezes Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.

„Poszerzyliśmy też krąg potencjalnych wnioskodawców o tych, którzy dotychczas korzystając z innych dofinansowań na fotowoltaikę, nie mogli już uzyskać wsparcia z NFOŚiGW w ramach „Mojego Prądu”. Teraz mogą wnioskować o dotacje na urządzenia dodatkowe: magazyny energii lub ciepła, pompy ciepła , systemy EMS/HEMS, kolektory słoneczne. Nowy wniosek o dofinansowanie, uwzględniający te zmiany, dostępny będzie od 20 października 2023 r. w Generatorze Wniosków o Dofinansowanie NFOŚiGW” – dodaje Paweł Mirowski.

Obecne rozdanie w „Moim Prądzie”

Trwający nabór wniosków w „Moim Prądzie” rozpoczął się w kwietniu tego roku i powinien zakończyć się 22 grudnia 2023 r. lub wcześniej – po wyczerpaniu alokacji. Budżet programu zasilany jest środkami unijnymi, w tym z Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020, planowana jest też refundacja ze środków FEnIKS 2021-2027.

Beneficjentami „Mojego Prądu” są osoby fizyczne, będące stroną umowy kompleksowej /umowy sprzedaży regulującej kwestie związane z wprowadzeniem do sieci energii elektrycznej wytworzonej w mikroinstalacji. Główny warunek ubiegania się o dofinansowanie to przyłączenie mikroinstalacji PV do sieci elektroenergetycznej i rozliczanie się w systemie net-billing.

Wnioskodawcy mogą liczyć na dotacje do 50 proc. kosztów kwalifikowanych pod warunkiem, że mikroinstalacja fotowoltaiczna została przyłączona i opłacona od 1 lutego 2020 r. Jeżeli wniosek o dofinansowanie obejmuje swoim zakresem tylko mikroinstalację PV będzie to kwota do 6 tys. zł. Na dodatkowe urządzenia można dostać odpowiednio: do 16 tys. zł na magazyn energii, do 5 tys. zł na magazyn ciepła oraz nawet do 28,5 tys. zł na urządzenie grzewcze (kwota waha się w zależności od rodzaju pompy ciepła, najwyżej dofinansowywane są te o podwyższonej klasie efektywności energetycznej), do 3 tys. zł na systemem zarządzania energią (EMS lub HEMS), a ponadto do 3,5 tys. zł na kolektory słoneczne. Maksymalna dotacja w „Moim Prądzie” może wynieść nawet do 58 tys. zł (mikroinstalacja PV oraz wszystkie elementy dodatkowe). Dla tych, którzy zdecydują się na instalację urządzeń dodatkowych, NFOŚiGW przewidział dodatkowy bonus, otrzymają oni na mikroinstalację nie 6 tys. zł a 7 tys. zł.

Nowa szansa od 20 października

Nowością w trwającym naborze wniosków w „Moim Prądzie” jest poszerzenie kręgu odbiorców dofinansowania. Zmiana dotyczy osób, które otrzymały już dofinansowanie do mikroinstalacji fotowoltaicznej ze środków publicznych, m.in. z programów „Mój Prąd” czy „Czyste Powietrze” lub z programów organizowanych przez jednostki samorządu terytorialnego. W tym przypadku od 20 października 2023 r. w „Moim Prądzie” otwierają się drzwi do dofinansowania na urządzenia dodatkowe w tej samej wysokości, co dla dotychczasowych wnioskodawców programu, czyli

• prosumenci, których mikroinstalacja fotowoltaiczna została zgłoszona do przyłączenia do 31 marca 2022 r., czyli w systemie net-metering, ale zmienili system rozliczania na tzw. net-billing (rozliczanie wartościowe), obowiązujący od 1 kwietnia 2022 r. – mogą ubiegać się, poza dotacjami na urządzenia dodatkowe, o pieniądze na mikroinstalację PV (do 3 tys. zł),

prosumenci, których mikroinstalacja fotowoltaiczna została zgłoszona do przyłączenia od 1 kwietnia 2022 r. (w okresie obwiązywania nowego systemu rozliczeń, tzw. net-billingu) i nie przysługuje im dofinansowanie do mikroinstalacji PV, mogą teraz starać się o dotacje na urządzenia dodatkowe.

Program zasilany jest środkami unijnymi, w tym z POIiŚ 2014-2020, planowana jest też refundacja z FEnIKS 2021-2027.

Przez trzy kwartały br. Grupa Energa wyprodukowała 2,5 TWh i przesłała 16,6 TWh energii elektrycznej. Sprzedaż detaliczna wyniosła 12,5 TWh.

Przez dziewięć miesięcy br. OZE wyprodukowały 47% całej energii w Grupie Energa (w analogicznym okresie roku ubiegłego było to 31%).

Tak dobre wyniki operacyjne i finansowe zostały osiągnięte pomimo wyzwań rynkowych, z którymi w trzecim kwartale mierzyły się kluczowe Linie Biznesowe Grupy.

Dystrybucja

Kwartalny wynik EBITDA Linii Biznesowej Dystrybucja wyniósł 359 mln zł i był nieznacznie (o 4%) niższy niż w tym samym okresie ub.r. Natomiast w ujęciu trzech kwartałów br. wynik EBITDA dystrybucji wzrósł o 18% r/r i wyniósł 1,95 mld zł.

Kwartalne wyniki Linii Biznesowej Wytwarzania i Linii Biznesowej Sprzedaży kształtowane były z kolei m.in. przez niższą produkcję energii w źródłach konwencjonalnych oraz przez obowiązujące regulacje osłonowe nakierowane na odbiorców energii elektrycznej.

Wytwarzanie

EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie w III kwartale 2023 r. wyniosła 47 mln zł (o 87% mniej r/r), a jej udział w łącznej EBITDA Grupy ukształtował się na poziomie 6% (wobec 34% w III kwartale 2022 r.).

Sprzedaż

W III kw. 2023 r. łączny wolumen sprzedanej energii elektrycznej przez Linię Biznesową Sprzedaż był niższy r/r o 8% (tj. o 383 GWh). To efekt niższej sprzedaży energii na rynku detalicznym, kontraktacji klientów biznesowych, a także zwiększonej autokonsumpcji energii przez prosumentów w wyniku inwestycji we własne źródła wytwórcze.

Na koniec III kwartału 2023 r. liczba odbiorców końcowych energii elektrycznej wynosiła 3,3 mln, co oznacza wzrost o ok. 51 tys. klientów w ujęciu r/r. Za przyrost bazy klientów odpowiada głównie grupa taryfowa gospodarstw domowych.

W III kw. 2023 r. EBITDA Linii Biznesowej Sprzedaż wyniosła 352 mln zł i była niższa o 6% w porównaniu z wynikiem osiągniętym w analogicznym okresie 2022 r. EBITDA tej Linii w III kwartale 2023 roku stanowiła 47% EBITDA Grupy Energa, podczas gdy w III kwartale 2022 r. udział ten wynosił 35%.

Źródła odnawialne zyskują na znaczeniu

Wyraźnie wzrosło znaczenie OZE w profilu produkcyjnym Grupy Energa– zarówno w trzecim kwartale, w którym źródła odnawialne odpowiadały za 34% łącznej produkcji brutto energii elektrycznej (w zeszłym roku 20%), jak też przez dziewięć miesięcy br. – kiedy wyprodukowały 47% całej energii w Grupie (w zeszłym roku 31%).

W największym stopniu jest to zasługą hydroelektrowni, które od początku roku do końca września br. wyprodukowały 713 GWh (+20% r/r). W samym trzecim kwartale ich produkcja wyniosła 127 GWh, co oznacza wyraźny wzrost (+25% r/r).

Warto odnotować, że sukcesywnie prowadzone inwestycje miały pozytywny wpływ na produkcję z farm fotowoltaicznych Grupy Energa – w samym tylko trzecim kwartale wyprodukowały one 33 GWh energii, co oznacza wzrost o 76% r/r. Przez trzy kwartały br. farmy fotowoltaiczne wyprodukowały z kolei 66 GWh energii. Jest to o 40 GWh więcej, niż w tym samym okresie ub.r. Tym samym w obu przypadkach farmy fotowoltaiczne zanotowały największy procentowy wzrost udziału w produkcji brutto wśród wszystkich OZE.

Farmy wiatrowe zarówno w ujęciu trzeciego kwartału, jak i dziewięciu miesięcy, odnotowały niewielkie spadki produkcji, niemniej w trzecim kwartale odpowiadały za ok. 30% produkcji ze wszystkich źródeł odnawialnych.

Nieustająca dynamika inwestycyjna

Przez dziewięć miesięcy br. nakłady inwestycyjne Grupy Energa osiągnęły 2,89 mld zł i były o 29% wyższe r/r. Aż 49% tej kwoty przeznaczono na inwestycje w dystrybucję, dzięki czemu zmodernizowano i wybudowano 2.118 km linii energetycznych, a także podłączono do sieci źródła OZE o mocy 1,1 GW i 55 tys. nowych odbiorców. Z kolei 42% nakładów inwestycyjnych przeznaczono na realizację kluczowych dla krajowego bezpieczeństwa energetycznego aktywów niskoemisyjnych, czyli elektrowni gazowo-parowych w Ostrołęce i Grudziądzu.

Warto zaznaczyć, że w samym tylko trzecim kwartale Grupa Energa przeznaczyła na inwestycje 1,16  mld zł, a czego aż 55% środków przeznaczono na inwestycje dotyczące budowy dwóch elektrowni gazowo-parowych. Linia Biznesowa Dystrybucja była drugim największym obszarem inwestycyjnym w trzecim kwartale – na jej potrzeby przeznaczono 41% nakładów.

Oba bloki CCGT na półmetku

W trzecim kwartale br. spółki Grupy Energa kontynuowała realizację strategicznych projektów inwestycyjnych. Jeden z kluczowych dla bezpieczeństwa energetycznego kraju projekt dot. budowy bloku gazowo-parowego w Ostrołęce o mocy 745 MW netto, osiągnął w trzecim kwartale br. łączne zaawansowanie prac (w projektowaniu, budowie oraz zakupach i dostawach) wynoszące blisko 50%. W tym czasie na plac budowy docierały kolejne elementy kluczowych urządzeń, m.in. elementy skraplacza czy turbiny parowej. Ukończone też zostały fundamenty turbozespołu i kotła odzysknicowego. Ponadto zakończono też układanie odcinka liniowego gazociągu zasilającego dla elektrowni.

Również elektrownia gazowo-parowa w Grudziądzu o mocy netto 563 MW osiągnęła w raportowanym okresie istotny kamień milowy i zakończyła prace fundamentowe pod kluczowe urządzenia – turbozespół i kocioł odzysknicowy. Łączne zaawansowanie całej inwestycji (prac projektowych i budowlanych, a także zakupów i dostaw) na koniec września br. wyniosło ok. 48%.

Grupa Energa była też aktywna w obszarze inwestycji w OZE. W sierpniu Energa Green Development, spółka wskazana w Grupie ORLEN do rozwoju lądowych źródeł odnawialnych, wydała polecenie rozpoczęcia prac budowlanych dla dwóch nowych farm fotowoltaicznych o łącznej mocy ok. 68 MW: PV Mitra (65,6 MW) oraz PV Żuki (2,4 MW). Nowe aktywa powstaną w sąsiedztwie działającej już farmy wiatrowej Przykona oraz farm fotowoltaicznych PV Gryf i PV Przykona.

112-kilometrowa linia 400 kV łącząca stacje elektroenergetyczne Ostrów (koło Ostrowa Wielkopolskiego) oraz Kromolice (pod Poznaniem) powstała kilkanaście lat temu. Z myślą
o zwiększeniu w przyszłości jej zdolności przesyłowych została od razu zaprojektowana jako linia dwutorowa. Wraz z rozwojem nowych źródeł wytwórczych oraz zwiększeniem się zapotrzebowania wykorzystano możliwości istniejącej linii i podwieszono na niej drugi tor.

Na zlecenie PSE inwestycję zrealizowała spółka PILE ELBUD S.A., a jej koszt to 59 mln złotych.

PSE są operatorem elektroenergetycznego systemu przesyłowego w Polsce i zajmują się przesyłaniem energii elektrycznej do wszystkich regionów kraju. Spółka odpowiada za bilansowanie systemu elektroenergetycznego oraz utrzymanie i rozwój infrastruktury sieciowej wraz z połączeniami transgranicznymi.

Spółka  zarządza infrastrukturą, w której skład wchodzą umożliwiające przesył energii na duże odległości linie najwyższych napięć 400 kV oraz 220 kV o łącznej długości prawie 16 tysięcy kilometrów oraz 110 stacji elektroenergetycznych.

PSE realizują inwestycje sieciowe o wartości prawie 62 miliardów złotych. Do roku 2036 zostanie uruchomionych  5525 km nowych linii 400 kV, ponad 700 km połączenia stałoprądowego, wybudowanych zostanie 27 stacji, a 110 zostanie zmodernizowanych. 

Więcej o inwestycjach PSE można przeczytać na stronie spółki.