PL EN DE
Mamy porozumienia o współpracy na rzecz rozwoju sektora fotowoltaiki

Przedstawiciele administracji rządowej oraz interesariusze sektora energetyki słonecznej w Polsce podpisali 16 grudnia 2021 r. Porozumienie o współpracy na rzecz rozwoju sektora fotowoltaiki. Celem tej inicjatywy jest wspieranie rozwoju branży oraz maksymalizacja udziału krajowego przemysłu urządzeń fotowoltaicznych w łańcuchu dostaw. W wydarzeniu uczestniczył również Dyrektor Generalny Międzynarodowej Agencji Energii Odnawialnej (IRENA) Francesco La Camera.

Porozumienie sektorowe zostało zainicjowane przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska „Listem intencyjnym o ustanowieniu partnerstwa na rzecz rozwoju przemysłu fotowoltaicznego”, podpisanym 11 września 2020 roku. Wydarzenie to umożliwiło rozpoczęcie intensywnej współpracy podmiotów zainteresowanych budową i rozwojem sektora fotowoltaiki w Polsce. Aktywne prace czterech grup roboczych, reprezentujących jego różne segmenty, pozwoliły na wypracowanie i uzgodnienie projektu Porozumienia.

Podpisane dziś Porozumienie to dla nas bardzo ważny sygnał wyznaczający kierunek dalszych działań. Fotowoltaika to jeden z kluczowych sektorów nie tylko energetyki, ale całej naszej gospodarki. Ostatnie lata pokazały jej dynamikę i wzrost znaczenia w kształtowaniu naszego rynku energetycznego. Tym bardziej cieszy fakt, że udało się wspólnie z branżą wypracować katalog zadań i propozycji do dyskusji na przyszłość – podkreślił wiceminister klimatu i środowiska Ireneusz Zyska.

Stronami Porozumienia są przedstawiciele administracji rządowej: Pełnomocnik Rządu ds. OZE, Sekretarz stanu w Ministerstwie Klimatu i Środowiska, Minister Funduszy i Polityki Regionalnej, Minister Finansów, Minister Rolnictwa i Rozwoju Wsi, Minister Edukacji i Nauki, Minister Aktywów Państwowych, Minister Rozwoju i Technologii, Minister Spraw Zagranicznych, a także przedstawiciele inwestorów, podmiotów uczestniczących w łańcuchu dostaw dla sektora fotowoltaiki, organizacji otoczenia biznesu, instytucji finansowych i ubezpieczeniowych oraz przedstawiciele świata nauki.

Porozumienie będzie stałą platformą współpracy Stron na rzecz dynamicznego rozwoju sektora PV w Polsce, z naciskiem na wzmocnienie krajowych korzyści ekonomicznych, środowiskowych, technologicznych, energetycznych i społecznych.

Jak podkreślił Ireneusz Zyska, wiceminister klimatu i środowiska oraz pełnomocnik Rządu ds. OZE, strategicznym celem porozumienia jest maksymalizacja krajowego wkładu w łańcuchu dostaw na potrzeby rozwoju sektora fotowoltaiki.

Energetyka słoneczna, obok lądowej energetyki wiatrowej, napędza rozwój OZE w Polsce. Kluczowe jest stworzenie odpowiedniego otoczenia prawno-ekonomicznego dla dalszego rozwoju tego sektora. Współpraca administracji rządowej z przedstawicielami branży OZE jest niezbędna do tego, aby Polska kontynuowała transformację energetyczną w oparciu o nowoczesne technologie zeroemisyjne – dodał Pełnomocnik rządu ds. OZE.

Fotowoltaika jest najdynamiczniej rozwijającą się technologią OZE w Polsce. Najistotniejszym komponentem tego rozwoju są instalacje prosumenckie. Według danych Agencji Rynku Energii na koniec października 2021 r. w Polsce było 744 399 prosumentów, zaś łączna moc zainstalowana w mikroinstalacjach to 5, 089 GW.

Ważnym narzędziem wspierającym rozwój OZE w Polsce są również aukcje. Łącznie w latach 2018 – 2021 zakontraktowano 5 GW nowych mocy PV, które zostaną wybudowane w ciągu najbliższych lat. 17 września br. przyjęta została nowelizacja ustawy o odnawialnych źródłach energii, która przedłużyła funkcjonowanie tego mechanizmu do 2027 r. (wcześniej obowiązywał do 31 grudnia 2021 r.) oraz wprowadziła zwolnienie z obowiązku posiadania koncesji dla instalacji do 1 MW.

Jak zostać stroną „Porozumienia o współpracy na rzecz rozwoju sektora fotowoltaiki”

Uczestniczymy w bardzo ważnym procesie. To historyczny moment, dlatego serdecznie zachęcam do przystąpienia do Porozumienia sektorowego wszystkie podmioty, instytucje i organizacje, którym bliskie są idee i kierunki zawarte w Porozumieniu. Zapraszamy wszystkich, którzy wyrażą wolę ich realizacji. Siła współpracy na różnych poziomach pozwoli nam na dalsze działania wspierające rozwój sektora PV w Polsce – dodał wiceminister Zyska.

Stroną Porozumienia może zostać każdy zainteresowany podmiot, który złoży pisemne oświadczenie o woli przystąpienia do wypełniania postanowień Porozumienia, przesyłając je do Ministra Klimatu i Środowiska (wzór w załączeniu).

URE zatwierdził taryfy za gaz na 2022

Prezes URE zatwierdził nowe taryfy na sprzedaż gazu dla PGNiG Obrót Detaliczny oraz na dystrybucję tego paliwa dla Polskiej Spółki Gazownictwa.

Po raz pierwszy taryfa rozkłada podwyżkę cen gazu na raty

17 grudnia 2021 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził taryfę PGNiG Obrót Detaliczny (PGNiG OD) dla odbiorców w gospodarstwach domowych. Jest to jednocześnie pierwsza taryfa zatwierdzona na podstawie szczególnego mechanizmu wprowadzonego w celu minimalizowania podwyżek cen gazu dla odbiorców w gospodarstwach domowych. Pozwala on ograniczyć skalę podwyżki ceny gazu poprzez przeniesienie części kosztów jego zakupu na trzy kolejne lata, a nie jak dotychczas – uwzględnić całość tych kosztów wyłącznie w aktualnie kalkulowanej taryfie.

Wysokie ceny gazu na rynku hurtowym

To szczególne rozwiązanie zostało wprowadzone w celu ograniczenia podwyżki cen paliwa gazowego dla odbiorców w gospodarstwach domowych. Poziom wnioskowanych przez spółki, a następnie zatwierdzanych przez Prezesa URE taryf na sprzedaż paliwa gazowego gospodarstwom domowym, w  znacznej części jest pochodną kosztów zakupu gazu ziemnego przez te przedsiębiorstwa, a koszty te od początku bieżącego roku gwałtownie rosną. O dynamicznej i dotychczas nieobserwowanej sytuacji na europejskim rynku gazu, która skutkuje wysokimi cenami tego paliwa, pisaliśmy już w połowie października.

Od początku 2021 r. obserwujemy bowiem znaczny wzrost cen gazu ziemnego w całej Europie. Dla przedsiębiorstw zajmujących się jego sprzedażą na rynku detalicznym przekłada się to na wzrost kosztów pozyskania tego paliwa, co oznacza wzrost cen gazu po jakich oferowany jest gaz odbiorcom. Właśnie utrzymujący się wzrost cen gazu na Towarowej Giełdzie Energii, która stanowi podstawowe źródło pozyskania tego paliwa przez PGNiG OD, jest głównym powodem wzrostu cen dla odbiorców indywidualnych.

Rys. 1. Zmiana cen zakupu gazu na Towarowej Giełdzie Energii w latach 2020 i 2021. Porównanie kosztów zakupu paliwa w kontraktach terminowych



Źródło: TGE - Dane statystyczne

Detaliczne ceny gazu wzrastają mniej niż hurtowe

Regulator dba o równoważenie interesów przedsiębiorstw gazowych i odbiorców gazu i zatwierdza taryfy skalkulowane przez przedsiębiorstwa w oparciu o koszty uzasadnione. Prezes URE w toku prowadzonych postępowań taryfowych bada, czy taryfa spełnia wymogi prawa oraz czy koszty uwzględnione przez przedsiębiorstwo we wniosku taryfowym spełniają kryterium kosztów uzasadnionych[1]. Tym razem zastosowano również nowe, szczególne rozwiązanie umożliwiające rozłożenie podwyżki cen gazu na trzy kolejne lata, co ograniczyło wzrost cen gazu w taryfie PGNiG OD na 2022 rok.

W nowej taryfie PGNiG OD ceny gazu są wyższe o ok. 83 proc., natomiast stawki opłat abonamentowych pozostały na niezmienionym poziomie. Oznacza to wzrost średnich płatności w części rachunku dotyczącej obrotu (cena za paliwo gazowe oraz opłata abonamentowa) o ok. 77 proc. dla odbiorców używających zarówno gazu wysokometanowego, jak i gazów zaazotowanych Ls i Lw. 

Od stycznia ok. 9 złotych więcej na rachunkach „kuchenkowiczów”

Na całkowity koszt rachunku za gaz płaconego przez odbiorców w gospodarstwach  domowych składają się: koszty jego zakupu i opłat abonamentowych (które są zawarte w taryfie PGNiG OD) oraz koszty dystrybucji gazu (transportu). Prezes URE zatwierdza taryfy zarówno dla sprzedaży (tylko dla odbiorców używających gazu na potrzeby gospodarstw domowych), jak i usługi jego dystrybucji (dla wszystkich grup odbiorców). Odbiorcy w gospodarstwach domowych obsługiwani przez PGNiG OD ponoszą opłaty za dystrybucję najczęściej - ze względu na skalę działania firmy – według taryfy Polskiej Spółki Gazownictwa (PSG). 17 grudnia br. Prezes URE zatwierdził także taryfę dla usług dystrybucji paliw gazowych ustaloną przez PSG na 2022 r. Wzrost opłat dystrybucyjnych w wyniku wprowadzenia tej taryfy dla wszystkich grup odbiorców wyniesie średnio 3,6 proc.

Rys 2. Zmiana rachunków netto (bez VAT) za gaz odbiorców w gospodarstwach domowych w 2022 r. według nowo zatwierdzonych taryf PGNiG OD oraz PSG.




Wobec zmian obu taryf płatności kompleksowe (łącznie za gaz i jego dostawę) dla odbiorców korzystających z usług PGNiG OD i PSG będą przedstawiały się następująco. Dla statystycznego odbiorcy w grupie W-1.1 zużywającego gaz do przygotowania posiłków, płatność będzie wyższa o 41 proc., co oznacza kwotowy wzrost rachunku o ok. 9 zł miesięcznie netto. Dla odbiorców z grupy W 2.1 płatność wrośnie o 54 proc. czyli o 56 zł netto miesięcznie. Natomiast odbiorcy zużywający największe ilości paliwa, tj. ogrzewających gazem domy (grupa taryfowa W-3.6), zapłacą o ok. 174 zł netto miesięcznie więcej (wzrost płatności o 58 proc.).

Tabela 1. Szacunkowa wartość zmiany średnich poziomów łącznych płatności netto w grupach, do których kwalifikowani są odbiorcy w gospodarstwach domowych, korzystający z gazu ziemnego wysokometanowego zgodnie z nową taryfą PGNiG OD i dystrybutora PSG na 2022r.

UWAGA: wszystkie ceny oraz zmiany płatności podawane przez URE są wyrażone w wielkościach netto.



***

·      Zasady ustalania taryf przez przedsiębiorstwa oraz zasady ich zatwierdzania przez Regulatora są określone w ustawie Prawo Energetyczne[2] oraz w tzw. rozporządzeniu taryfowym[3].
·      Przedsiębiorca może wprowadzić nową taryfę już 14 dnia od dnia jej opublikowania przez Prezesa URE. Nowe taryfy zostały opublikowane w Biuletynie Branżowym URE - Paliwa gazowe.
·      Zgodnie z obowiązującymi przepisami, od 2017 roku Prezes URE zatwierdza taryfy na gaz sprzedawany wyłącznie odbiorcom w gospodarstwach domowych[4]. Ostatnie zatwierdzane przez Regulatora taryfy będą obowiązywały w 2023 roku. Od 2024 roku cenniki sprzedaży gazu ustalone przez przedsiębiorców dla odbiorców w gospodarstwach domowych nie będą zatwierdzane przez Prezesa URE.
·      Regulowana taryfa na sprzedaż paliw gazowych to cena maksymalna. Sprzedawcy mogą oferować gaz odbiorcom końcowym po cenach poniżej taryfy, zależnie od m.in. bieżących cen gazu.
·      W Polsce sprzedaż gazu do odbiorców końcowych zdominowana jest przez podmioty z grupy kapitałowej PGNiG. Udział tych podmiotów w sprzedaży wynosił niecałe 86 proc. w 2020 r.
·      W ramach tzw. tarczy antyinflacyjnej ustawodawca przewidział obniżenie w pierwszym kwartale 2022 roku stawki podatku VAT na sprzedaż paliwa gazowego z 23 do 8 proc.
·      Obniżona stawka podatku VAT przełoży się na końcowy rachunek konsumentów – odbiorców paliw gazowych. Oznacza to, że realna zmiana płatności odbiorców może być inna niż wskazana w niniejszej informacji, ponieważ ceny zatwierdzane i podawane przez Regulatora są cenami netto
·      Odbiorcy gazu skorzystają nie tylko z obniżonej stawki podatku VAT, ale także z tzw. dodatków osłonowych, które będą mogły zostać przeznaczone na pokrycie płatności za gaz lub ogrzewanie.
·      Z obniżonej stawki VAT i dodatku osłonowego skorzystają odbiorcy gazu niezależnie od tego, czy korzystają z taryfy regulowanej czy oferty wolnorynkowej swojego sprzedawcy. Więcej na temat dodatków osłonowych na stronie ministerstwa klimatu i środowiska.

[1] Zgodnie z art. 3 pkt 21 ustawy Prawo energetyczne koszty uzasadnione to koszty niezbędne do wykonania zobowiązań powstałych w związku z prowadzoną przez przedsiębiorstwo działalnością polegającą na wytwarzaniu, przetwarzaniu, magazynowaniu, przesyłaniu i dystrybucji, obrocie paliwami lub energią oraz przyjmowane przez przedsiębiorstwo energetyczne do kalkulacji cen i stawek opłat ustalanych w taryfie w sposób ekonomicznie uzasadniony, z zachowaniem należytej staranności zmierzającej do ochrony interesów odbiorców. Koszty uzasadnione nie są tożsame z kosztami uzyskania przychodów w rozumieniu przepisów podatkowych.
[2] Dz. U. z 2021 r. poz. 1093.
[3] Rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi, Dz.U. z 2021 r. poz. 280.
[4] ustawodawca ustawą z dnia 30 listopada 2016 r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, wyłączył od 1 października 2017 r. zatwierdzanie paliw gazowych z kompetencji Prezesa URE. Jedynie na okres przejściowy, trwający do 31 grudnia 2023 r., w gestii Prezesa URE pozostawiono zatwierdzanie taryf wyłącznie dla odbiorców w gospodarstwach domowych (art. 47 ust. 1a i art. 62b ust. 1 ustawy ‒ Prawo energetyczne).

URE zatwierdził taryfy za energię elektryczną na 2022

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził taryfy na sprzedaż energii dla czterech tzw. sprzedawców z urzędu oraz pięciu największych spółek dystrybucyjnych.

W ostatnim kwartale każdego roku w URE prowadzone są postępowania mające na celu zatwierdzenie taryf za energię elektryczną na kolejny rok dla spółek dystrybucyjnych i tzw. sprzedawców z urzędu (z grup PGE, Tauron, Enea i Energa), świadczących usługi dla przeważającej większości odbiorców w kraju.

Zarówno sprzedawcy (spółki obrotu), jak i spółki dystrybucyjne, kalkulują swoje koszty, a następnie przekładają je na ceny energii oraz stawki za jej dostarczenie do odbiorców końcowych. Tak skalkulowane taryfy przedkładają regulatorowi do zatwierdzenia. Prezes URE prowadzi postępowania taryfowe badając, czy wnioskowane przez przedsiębiorców taryfy spełniają wymagania określone prawem i przedstawiają jedynie uzasadnione koszty przedsiębiorców. Tak długo, jak regulator nie będzie przekonany, że dany poziom taryfy równoważy interesy przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców, uwzględniając aktualne warunki funkcjonowania rynku i sytuację ekonomiczną przedsiębiorstw, taryfy nie mogą zostać zatwierdzone.

Wysokie hurtowe ceny energii oraz koszty zakupu praw do emisji CO2 głównymi przyczynami wzrostu naszych rachunków

Rosną koszty zakupu energii elektrycznej na rynku hurtowym. Kontrakty zawierane na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) pokazują, że w ostatnim roku cena energii – zarówno z dostawą na rok 2022, jak i na kolejne lata - gwałtownie rośnie. Zmiany średnich cen energii elektrycznej na rynku hurtowym obrazuje rys.1. Jeszcze w listopadzie 2020 r. cena energii w kontraktach terminowych oscylowała na poziomie 242 zł/MWh, by w listopadzie br. osiągnąć poziom 470 zł/MWh. Ceny te obecnie nadal rosną.

Rys. 1 Średnie ceny energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii w kontraktach terminowych na 2022 rok [zł/MWh]w okresie od maja 2019 r. do listopada 2021 r.




Opracowanie własne URE na podstawie notowań giełdowych na TGE


Drugim  czynnikiem znacząco przekładającym się  na ceny energii w Polsce, są koszty zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla (CO2). Nasza energetyka w większości oparta jest bowiem na tym paliwie: 80 proc. wyprodukowanej w tym roku w kraju energii elektrycznej pochodziło właśnie z węgla[1]. Koszty uprawnień w okresie od maja 2019 r. do listopada br. wzrosły od 100 do 310 zł za tonę i obecnie nadal rosną.


Rys. 2. Zmiany cen uprawnień do emisji CO2



Opracowanie własne na podstawie notowań ICE EUA Futures.


Dystrybutorzy inwestują

Stawki nowych taryf dystrybutorów energii wzrosną średnio (dla wszystkich grup odbiorców) o 8 proc. i wynika to głównie ze wzrostu kosztów prowadzonej działalności operacyjnej i koniecznych inwestycji. Operatorzy ponoszą także koszty zakupu energii na pokrycie strat podczas dystrybucji.

W taryfach dystrybucyjnych uwzględnione są także opłaty wynikające z przepisów prawa, które nie trafiają do dystrybutorów, tj.:

- stawka opłaty kogeneracyjnej[2], która wzrosła z 0 zł/MWh do 4,06 zł/MWh. Opłata ta związana jest z systemem wsparcia dla energii produkowanej w procesie kogeneracji,
- stawka opłaty mocowej – wzrost o ok. 30 proc.,
- opłata OZE – spadek z 2,2 zł/MWh do 0,9 zł/MWh.


W 2022 roku rachunki za energię wzrosną około 21 złotych netto miesięcznie[3]

Na całkowity koszt rachunku za energię elektryczną składają się koszty zakupu energii oraz koszty jej dystrybucji (transportu). Prezes URE zatwierdza taryfy zarówno dla sprzedaży (tylko dla odbiorców w gospodarstwach domowych korzystających z taryf tzw. sprzedawców z urzędu), jak i usługi jej dystrybucji (dla wszystkich grup odbiorców).

Rys. 3 Rachunki za prąd odbiorców w gospodarstwach domowych w 2022 r. (grupa G11). Stawki netto.




W wyniku zatwierdzenia nowych taryfy na obrót (sprzedaż) energią elektryczną odbiorcy w grupie G11[4], dla których sprzedawcą z urzędu są firmy Enea, Energa, PGE i Tauron, zapłacą za energię ok. 17 złotych netto miesięcznie więcej (37 proc.). Natomiast wzrost stawek dystrybucji dla tych odbiorców wyniesie średnio 9 proc. - nominalnie część dystrybucyjna rachunku w grupie G11 może wzrosnąć od 3,70 zł do 4,50 zł netto miesięcznie.

Oznacza to, że od 1 stycznia 2022 r. łączny średni wzrost rachunku statystycznego gospodarstwa domowego rozliczanego kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja w grupie G11) wyniesie ok. 24 proc. w stosunku do roku 2021, co oznacza wzrost o ok. 21 złotych netto miesięcznie[5].

Rys. 4. Tabela zawiera zestawienie zmian płatności netto rachunku za dystrybucję dla odbiorców.

Szacunkowe wartości zmian na rachunkach obliczono dla odbiorców w gospodarstwach domowych dla grup G11 i G12 – dla średniego zużycia w kraju w 2020 r. W przybliżeniu zestawienie odpowiada rocznemu zużyciu energii w tych grupach przez przeciętną 3 osobową rodzinę, przy najczęściej stosowanym okresie rozliczeniowym (G11 – 1,8 MWh rocznie; G12 – 3,28 MWh rocznie).

UWAGA: wszystkie ceny i stawki i ich zmiany podawane przez URE są stawkami netto.



* Wyższe wzrosty w procentach stawki dystrybucyjnej w grupach taryfowych G wynikają ze zmiany wysokości opłaty mocowej – wzrost do 2 zł miesięcznie.
**Dla statystycznego odbiorcy danego dystrybutora dla najczęściej stosowanego okresu rozliczeniowego


Rys. 5 Zmiany rachunków w gospodarstwach domowych w latach 2016 -2022. Ceny netto, obliczone dla 1 MWh, obejmują sprzedaż i dystrybucję. Średnio dla wszystkich odbiorców w grupach taryfowych G.




Wykres przedstawia łącznie cenę energii wraz ze stawką opłat za dystrybucję. Jest to średnia ważona dla wszystkich grup G. Ceny energii z  lat 2016-2018 i 2020-2022 pochodzą z taryf zatwierdzonych przez Prezesa URE. Cena na rok 2019 została obliczona na podstawie rozporządzenia wykonawczego do ustawy cenowej[6]. Przeciętne gospodarstwo domowe zużywa ok. 2 MWh rocznie.

***
·      Taryfy zatwierdzane przez Regulatora czterem tzw. sprzedawcom z urzędu mają zastosowanie dla 9,8 mln odbiorców w gospodarstwach domowych (czyli 63 proc. z 15,6 mln wszystkich klientów w grupie gospodarstw domowych).
·      Z ofert wolnorynkowych, czyli niepodlegających zatwierdzeniu przez Prezesa URE, korzysta już ponad 37 proc. odbiorców w gospodarstwach domowych w naszym kraju (ponad 5,8 mln).
·      Wszystkie ceny zatwierdzane i podawane przez Regulatora są cenami netto. Stawka VAT nie wpływa zatem na poziom taryfy zatwierdzanej przez Prezesa URE.
·      Zatwierdzone przez Prezesa URE 17 grudnia br. stawki taryf wyliczone zostały na podstawie przepisów obowiązujących w dniu zatwierdzenia taryfy, zgodnie z którymi akcyza wynosi 5 zł za MWh energii.
·      W ramach tzw. tarczy antyinflacyjnej ustawodawca przewidział obniżenie w pierwszym kwartale 2022 roku stawki podatku VAT na sprzedaż energii z 23 do 5 proc. oraz zwolnienie gospodarstw domowych z akcyzy na energię do końca maja 2022 r. Znaczna grupa odbiorców będzie również mogła w 2022 r. skorzystać z dodatków osłonowych.
·      Obniżona stawka podatku VAT przełoży się na końcowy rachunek konsumentów – odbiorców energii elektrycznej. Oznacza to, że realna zmiana płatności odbiorców może być inna niż wskazana w niniejszej informacji.
·      Z obniżonej stawki VAT i dodatku osłonowego skorzystają odbiorcy prądu niezależnie od tego, czy korzystają z taryfy regulowanej czy oferty wolnorynkowej swojego sprzedawcy. Więcej na temat dodatków osłonowych na stronie ministerstwa klimatu i środowiska.
·      Statystyki pokazujące ceny energii w krajach UE publikuje Eurostat.
·      Taryfy zatwierdzone przez Prezesa URE są publikowane w Biuletynach Branżowych Energia elektryczna.


[1] W okresie pandemii i zmniejszonego zapotrzebowania na energię elektryczną w roku 2020 udział ten wynosił ok. 70 proc. Opracowanie własne na podstawie danych Agencji Rynku Energii i PSE.

[2] Określona w rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 28 listopada 2021 r. w sprawie wysokości stawki opłaty kogeneracyjnej na rok 2022 (Dz. U. z 2021 r., poz. 2185).

[3] Netto (bez VAT); dla średniego zużycia w 2020 r. odbiorców z grup taryfowych G11 (1813 kWh rocznie). Grupa G11 stanowi ok. 87 proc. wszystkich odbiorców w grupach G.

[4] Grupa G11 stanowi ok. 87 proc. wszystkich odbiorców w grupach G. Średnie zużycie w tej grupie w 2020 r. wyniosło 1813 kWh rocznie.

[5] Dla średniego zużycia w 2020 r. wszystkich odbiorców grup taryfowych G wynoszącej 2028 kWh rocznie.

[6] Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 19 lipca 2019 r. w sprawie sposobu obliczenia kwoty różnicy ceny i rekompensaty finansowej oraz sposobu wyznaczania cen odniesienia, Dz.U. z 2019 r. poz. 1369.


Kosztowne prawa do emisji - wyzwanie dla całej Europy

Ogromny wpływ na aktualną sytuację w krajach UE mają ceny uprawnień do emisji CO2. W styczniu 2020 r. trzeba było zapłacić 25 euro za tonę, rok później – 32 euro, to już w maju br. cena przebiła 50 euro, a w ostatnim czasie sięgnęła blisko 80 euro za tonę

Cały świat boryka się z rosnącymi cenami energii. Z podwyżkami muszą mierzyć się odbiorcy indywidualni, a także firmy i samorządy. Skąd ten wzrost? Co się stało, że prąd tak zdrożał? I jak radzić sobie z tym problemem?

Coraz droższe  są surowce i paliwa, w efekcie drożeje energia. Średnia hurtowa cena prądu w Unii Europejskiej w ciągu roku wzrosła aż o 200 proc.

Podaż nie nadąża za popytem

Na sytuację, z którą mamy aktualnie do czynienia złożyło się kilka czynników. Po pierwsze, popandemiczne ożywienie spowodowało, że firmy rzuciły się do odrabiania strat z okresu lockdownów/ Pociągnęło to za sobą wzrost globalnego zapotrzebowania na surowce i energię, za którym nie nadążył wzrost podaży. W takiej sytuacji nastąpiła klasyczna reakcja – wzrost cen.

Według unijnych agend  - m.in. Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki - ACER) na podwyżki cen prądu składa się zbieg kilku okoliczności. Przede wszystkim są to rosnące ceny surowców energetycznych. W Europie Zachodniej chodzi głównie o gaz, do czego w dużej mierze przyczyniła się polityka Rosji. Kreml przykręcił kurek z gazem, co spowodowało, że magazyny paliwa w wielu krajach opustoszały jeszcze przed początkiem sezonu zimowego, by wymusić na Unii przyspieszenie zgód na uruchomienie podbałtyckiego gazociągu Nord Stream 2.

To przekłada się na ceny w Europie, gdzie energetyka w znacznie większym stopniu niż w Polsce wykorzystuje błękitne paliwo. Obecnie wytwarza się z jego wykorzystaniem około jednej czwartej energii zużywanej w Unii. U nas dopiero rozpoczyna się realizacja większych gazowych bloków energetycznych jak np. przy Elektrowni Dolna Odra czy w Ostrołęce .

Energetyce nie sprzyjały w ostatnich miesiącach warunki pogodowe, co spowodowało zmniejszenie podaży energii pochodzącej z odnawialnych źródeł – farm wiatrowych i fotowoltaiki. 

Ogromny wpływ na sytuację w krajach UE mają również ceny uprawnień do emisji CO2. Dość powiedzieć, że o ile w styczniu 2020 r. trzeba było zapłacić 25 euro za tonę, rok później – 32 euro, to już w maju br. cena przebiła 50 euro, a w ostatnim czasie sięgnęła blisko 80  euro za tonę.

Kosztowne prawa do emisji

Dla polskiej energetyki, w której węgiel stanowi ważny element miksu energetycznego to poważne wyzwanie, ponieważ ceny uprawnień stanowią dla wytwórców koszty, które – chcąc nie chcąc stanowią znaczący element finalnej cenę. Wyzwanie tym większe, że na rachunki, które wytwórcy prądu muszą płacić za prawa do emisji wpływ ma też kurs euro, a ten w ostatnim czasie jest wyjątkowo wysoki.

Nasze koncerny energetyczne stoją także przed bardzo kapitałochłonną transformacją. Czekają je wielkie inwestycje w odnawialne źródła energii, które w perspektywie kilu dekad zastąpią jednostki węglowe, ale także dostosowanie sieci przesyłowych do coraz powszechniejszej, rozproszonej energetyki prosumenckiej.

W trudnej sytuacji jest jednak nie tylko Polska – to wyzwanie dla całej Europy. Na krajowym rynku sprzedaje się dziś prąd po znacznie niższej cenie niż w niemal całej Unii, przez co Polska stała się istotnym eksporterem prądu.

Zabezpieczyć się zawczasu

Jak mogą oszczędzać samorządy? Po pierwsze, już na etapie podpisywania umów, po drugie - na etapie używania energii.

Jednostki samorządu terytorialnego, które podpisały umowy z odpowiednim wyprzedzeniem, zanim ceny energii zaczęły piąć się w górę, zdecydowanie na tym wygrały.

Samorządy dokonują zakupu w reżimie prawa zamówień publicznych, podpisując kontrakty z gwarancją stałej ceny. Część samorządów, mając świadomość trendów zachodzących w sektorze energetyki podpisała dłuższe kontrakty w 2020 r. Mają zagwarantowaną stałą cenę do końca 2022 r. (np. Radom i Opole). Niestety, większość samorządów zostawia to na ostatnią chwilę i decyduje się na przetargi dopiero w okresie wrzesień-grudzień.

Ci samorządowcy, którzy decydowali się na ogłoszenie przetargów na początku 2021 r.  uzyskiwali oferty zbliżone do średniej ceny oferowanej w postępowaniach w 2020 r.: 291,30 zł/MWh. W kolejnych miesiącach średnioważona cena energii elektrycznej oferowana przez najkorzystniejszego oferenta była o kilkadziesiąt procent wyższa, co jest silnie skorelowane z rynkową ceną energii, w tym kosztami ponoszonymi przez dostawców energii.

Najbardziej zapobiegliwi, którzy podpisali kontrakty wcześniej i płacą za energię mniej, dysponują teraz większą pulą pieniędzy na inwestycje, które mogą obniżyć rachunki za prąd w następnych latach.

Trzeba oszczędzać

Zarówno na  poziomie gospodarstwa domowego, gdzie skala podwyżek jest jeszcze nieznana (ceny energii dla indywidualnych odbiorców są regulowane i ustalane przez Urząd Regulacji Energetyki; koncerny składają wnioski o podwyżki, a Urząd ocenia na ile są uzasadnione), jak i na poziomie firm czy samorządów coraz większego znaczenia nabierają inwestycje w energooszczędne technologie, które mogą zaowocować niższymi rachunkami w dłuższej perspektywie.  

Indywidualni odbiorcy mogą wymienić żarówki na oszczędniejsze i odłączać od sieci nieużywane odbiorniki energii. Mniej więcej to samo – tyle, że na znacznie większą skalę - jest możliwe na poziomie samorządów Wiele z nich podjęło już te kroki.

Inwestycje na przyszłość

Samorządowcy wdrażają rozwiązania, które zwiększają efektywność energetyczną i pozwalają generować realne oszczędności dla budżetów w kolejnych latach. Wśród nich wymienić można modernizację oświetlenia ulicznego. LEDy pozwalają zmniejszyć zużycie energii o kilkadziesiąt procent. Coraz więcej samorządów decyduje się na instalacje paneli fotowoltaicznych na dachach zarządzanych przez siebie budynków - i magazynowanie energii. Istnieją dziesiątki opcji wsparcia takich inwestycji z funduszy krajowych i europejskich.

Ważne są również działania termomodernizacyjne – zarówno w odniesieniu do budynków mieszkalnych jak i administracji samorządowej – to m.in.: wymiana oświetlenia na energooszczędne, modernizacja instalacji wewnętrznych, docieplenia i ocieplenia, wymiany stolarki okiennej i drzwi.

Samorządy są w  tych działaniach wspierane przez same spółki energetyczne i ciepłownicze. Dla nich to także korzyść, bo oszczędność energii przez dużych odbiorców oznacza mniejsze wydatki z tytułu zakupu uprawnień do emisji.

Niektóre spółki z branży od dawna informowały samorządowców o trendach rynkowych, a także organizowały dla nich szkolenia. Tłumaczono, jakie elementy, poza kosztami stałymi, mają wpływ na cenę oferowaną w postępowaniach, a także przedstawiano sposoby na obniżenie opłat. Jeden z koncernów energetycznych zorganizował w ciągu pierwszego półrocza webinaria, w których wzięło udział ok. 250 przedstawicieli jednostek samorządu terytorialnego, podmiotów administracji publicznej, szpitali i uczelni.

Wyższe ceny energii to spore wyzwanie dla samorządowych budżetów – dzięki zdecydowanym działaniom na rzecz energooszczędności i współpracy z dostawcą energii możliwe jest stawienie czoła temu wyzwaniu i złagodzenie tego szoku. Z korzyścią dla lokalnej społeczności.


Materiał oryginalny opublikowano w serwisie Dziennik Gazeta Prawna

Obecny kryzys energetyczny powinien być dla nas znakiem ostrzegawczym

W najbliższych latach technologie węglowe będą wychodziły falami z polskiego systemu elektroenergetycznego. To duże wyzwanie dla bezpieczeństwa dostaw energii - zauważają analitycy Forum Energii. I zapraszają do branżowej dyskusji nad dokumentem "10 kroków do wyjścia z kryzysu energetycznego"

Ceny węgla, gazu i CO2 osiągają rekordowe poziomy, ceny energii elektrycznej galopują, budząc popłoch wśród polityków, odbiorców energii oraz instytucji odpowiedzialnych za utrzymanie bezpieczeństwa energetycznego naszego kraju. Mamy do czynienia ze stanem wyjątkowym w polskiej energetyce. Jest on wywołany między innymi sytuacją na rynku surowców energetycznych, ale nie tylko. Ponosimy skutki wieloletniego odkładania niezbędnych decyzji modernizacyjnych na później. Konieczne jest podjęcie pilnych działań, adekwatnych do sytuacji - czytamy we wstępie do przekrojowej analizy, która zawiera też rekomendacje realizacji 10 kroków do wyjścia z trwającego kryzysu energetycznego. 

Przyszłość energetyki zasługuje na konsensus to motto przewodnie dokumentu opracowanego przez Forum Energii. Spójrzmy na kluczowe postulaty programowe.

Krok 1. Wzmocnienie planowania i wdrażania strategii energetycznej 

Nie ma w tej chwili ważniejszego tematu niż utrzymanie bezpieczeństwa energetycznego Polski i zachowanie konkurencyjności gospodarki. Do tego potrzebne są silne instytucje - konieczne jest dofinansowanie i wzmocnienie kluczowych dla utrzymania bezpieczeństwa energetycznego kraju organizacji: m.in. Ministerstwa Klimatu i Środowiska, Urzędu Regulacji Energetyki i operatora systemu PSE. Niezbędne jest zdefiniowanie realnych i ambitnych celów polityki energetycznej w perspektywie 2030 i 2050 r. oraz określenie narzędzi, które pozwolą je zrealizować.  To konieczne, aby wysłać sygnał dla rynku do inwestycji pożądanych z perspektywy transformacji. Odpowiednią rangę tematowi nadałoby  powołanie wicepremiera odpowiedzialnego za transformację energetyczną. Potrzebny jest też kompetentny ośrodek analityczny, który wesprze merytorycznie procesy decyzyjne – pozwoli przygotować niezależne oceny skutków regulacji i będzie odpowiadał za liczenie kosztów i propozycje wdrożenia strategii. Istotne będzie także powołanie niezależnej, eksperckiej i z autorytetem komisji ds. energii i klimatu, która wesprze rząd w podejmowaniu trudnych decyzji.

Krok 2. Wydzielenie aktywów węglowych

Spółki energetyczne, aby przyśpieszyć inwestycje w nowe moce, muszą pozbyć się aktywów węglowych. Dzisiaj jest to prawdziwa kula u nogi utrudniająca m. in. zdobycie finansowania. Przygotowany przez rząd projekt NABE powinien zostać gruntownie zmieniony. Nie uwzględniono w nim zasad konkurencyjności rynku, obowiązujących regulacji w zakresie wsparcia mocy węglowych i ograniczeń pomocy publicznej. Budzi duże wątpliwości innych ministerstw oraz branży energetycznej. Nie rozstrzyga co powinno stać się z ogromnym zadłużeniem sektora sięgającym dziesiątek miliardów złotych. Jego wprowadzenie zagraża utratą kontroli nad rynkową ceną energii. Wydzielenie aktywów węglowych powinno opierać się na rzetelnej analizie dostępności zasobów węglowych; realnych kosztów wydobycia węgla i produkcji energii elektrycznej; bezpieczeństwa energetycznego oraz celów klimatycznych. Konieczne jest wydzielenie aktywów z poszczególnych grup, ale nie można ich wrzucać do jednego worka. Pilna rewizja koncepcji NABE i dostosowanie jej do realiów rynku jest konieczna.  

Krok 3. Strategia dla gazu

Odchodzenie od węgla wymaga określenia roli gazu (w tym zielonych gazów – wodoru i biometanu) w przyszłym miksie energetycznym. Entuzjazm wobec gazu kopalnego w Polsce jest obecnie bardzo duży, trzeba racjonalnie planować jego rozwój, unikając zbyt dużego uzależnienia od tego surowca - zwłaszcza w obecnych realiach rynkowych, w których widzimy jak szybko jeden silny gracz może zdestabilizować rynek.  W przyszłości o gaz będą konkurować ze sobą różne sektory gospodarki – przemysł, elektroenergetyka, ciepłownictwo i transport. Rozwój gazu można wspierać jedynie tam, gdzie zastępuje bardziej emisyjny węgiel i gdzie nie ma obecnie dla niego alternatyw. Już teraz trzeba myśleć o dostosowaniu infrastruktury wytwórczej i przesyłowej do zielonego gazu. Polska musi zaplanować wykorzystanie gazu w dedykowanej temu tematowi strategii.

Krok 4. Strategia dla OZE i rozwój sieci

Budowę źródeł odnawialnych trzeba traktować priorytetowo, pokonując bariery sieciowe i rynkowe związane z ich integracją w systemie. W perspektywie roku 2030 co najmniej 50% energii w elektroenergetyce może pochodzić z OZE. Konieczne jest wyznaczenie ambitnych celów rozwoju tych źródeł oraz zmobilizowanie rynku do konkurencji i dostarczenia efektywnych kosztowo i dobrze przygotowanych projektów. OZE to źródła, które mogą uzupełnić brakujące moce, ograniczyć koszty CO2, zagwarantować bezpieczeństwo energetyczne. Ważne jest zmobilizowanie spółek dystrybucyjnych do dostosowania sieci do rozwoju OZE. Istotne będzie wdrożenie rynku lokalizacyjnego.

Krok 5. Plany budowy elektrowni jądrowych w realnych ramach czasowych i finansowych

Nie można wykluczyć, że elektrownia jądrowa będzie w Polsce niezbędna do osiągnięcia neutralności klimatycznej w 2050 r. Jest jednak oczywiste, że nie pojawi się w ciągu 15 lat, tymczasem problemy systemu energetycznego występują już teraz. Konieczne jest profesjonalne zaprojektowanie realizacji tego przedsięwzięcia w realnych ramach kosztowych i czasowych. Powoływanie się na Polski Program Jądrowy jako klucza do rozwiązania problemów Polski w 2033 r. j jednoczesny brak postępów jego w realizacji - zagraża bezpieczeństwu energetycznemu naszego kraju.

Krok 6. Wsparcie budowy mocy dyspozycyjnych do 2030 r.

Już w najbliższych latach technologie węglowe będą wychodziły falami z polskiego systemu elektroenergetycznego. To duże wyzwanie dla bezpieczeństwa dostaw energii, biorąc pod uwagę brak realnych opcji wypełnienia tej luki Konieczne jest wsparcie budowy mocy dyspozycyjnych do 2030 r. Z analiz Forum Energii wynika, że Polska potrzebuje 11 GW mocy sterowalnych – prawdopodobnie gazowych. Jednak do planowania nowych mocy w gazie trzeba podejść ostrożnie, pamiętając o tym, że to paliwo w dużej mierze importowane i emisyjne, podlegające globalnym fluktuacjom cenowym. Zapotrzebowanie na gaz można ograniczać modyfikując odpowiednio rynek mocy (do czystego rynku mocy, o czym poniżej), promując efektywność energetyczną oraz włączenie sektora ciepłownictwa w bilansowanie systemu energetycznego. Konieczne jest pilne zrewidowanie skuteczności istniejących mechanizmów wsparcia dla kogeneracji, czy to w ramach rynku mocy czy też w ramach aukcji na premię do ceny energii. Jak dotąd przyrosty mocy kogeneracyjnych są na bardzo niskim poziomie, w stosunku do potencjału jakim kraj dysponuje. Zbyt słabo premiuje się elastyczność ciepłownictwa i zdolność do uczestnictwa w bilansowaniu KSE.

Krok 7. Modyfikacje rynku mocy do czystego rynku mocy

Rynek mocy poprawia krótkotrwałe bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej, jest jednak bardzo drogi i jak dotąd nie doprowadził do rozwoju nowych mocy, które są obecnie najbardziej potrzebne w Polsce. Na likwidację rynku mocy jest jeszcze za wcześnie, gwałtowne zmiany zdestabilizowałoby rynek energii. Ponieważ jednak moce węglowe nie mogą już starać się o wsparcie w ramach rynku mocy, trzeba zrewidować zasady jego działania i tworzyć warunki zachęcające do aktywniejszego udziału wszystkich zasobów elastycznych i niskoemisyjnych, np. magazynów, DSR i małych jednostek kogeneracyjnych. Jednocześnie konieczne jest zarysowanie wizji reformy rynku w perspektywie roku 2025.

Krok 8. Plan odejścia od węgla

Brak transparentności w podejściu do węgla blokuje transformację i budzi niepokój – m.in. w regionach, przemyśle, sektorze energetycznym. Uzgodnioną ze związkami górniczymi umowę określającą rok 2049 jako datę końcową wydobycia węgla w Polsce trudno nazwać  umową społeczną – bo odnosi się wyłącznie do perspektywy jednej grupy zawodowej. W transformacji potrzebna jest komunikacja i konsensus – pomiędzy odbiorcami energii, ekspertami sektora wytwarzania, przemysłem,  operatorem systemu, organizacjami ekologicznymi. Biorąc pod uwagę coraz bardziej ograniczoną podaż krajowego surowca, zmienność cen oraz ceny emisji CO2 – odejście od węgla najpóźniej do 2035 r. jest nie tylko realne, ale konieczne. Aby jednak było to możliwe, Polska musi mieć plan uzupełnienia KSE nowymi mocami wytwórczymi, rozwoju sieci i reform rynkowych. Dodatkowo trzeba zrobić wszystko, by przy transformacji energetycznej nie powtórzyć scenariusza z lat 90., kiedy wiele zakładów przemysłowych z dnia na dzień upadło, pozostawiając ludzi bez wsparcia państwa i pogrążając regiony na wiele lat w bezrobociu. Transformacja musi być społecznie sprawiedliwa.

Krok 9. Elastyczne i efektywne wykorzystanie zasobów KSE

Polski system energetyczny, który tworzył się w latach 60. ubiegłego wieku, nie jest przystosowany do przyjęcia w krótkim czasie dużych ilości OZE bez istotnych zmian w modelu działania – przede wszystkim w zakresie wynagradzania elastycznych zasobów, które są najbardziej pożądanym źródłem. Proponujemy wprowadzenie reformy – wdrożenie rynku wielotowarowego, który będzie wynagradzał zasoby wg funkcji jakie pełnią w systemie, np. wg kryterium elastyczności, mocy, regulacji napięcia, redukcji popytu. Jednocześnie stopniowo trzeba planować wygaszanie rynku mocy.

Krok 10. Reforma systemu finansowania projektów dekarbonizacyjnych

Polska może mieć do dyspozycji duże środki unijne w nowej perspektywie finansowej, trzeba mieć nadzieję, że rząd skutecznie po nie sięgnie. Jednak niepokoi brak dobrych projektów dekarbonizacyjnych gotowych do realizacji. Taki stan rzeczy ma wiele przyczyn. To m. in. brak polityki państwa, która stymulowałaby innowacje i ambicje sektora przemysłowego, ale też brak ośrodków analitycznych, które wspierałyby stronę wdrożeniową i komunikację z uczestnikami rynku na temat oczekiwanych zmian. System finansowania stworzony został w Polsce w latach 90. – i skierowany jest dla dużych, powtarzalnych projektów (np. budowy autostrad, oczyszczalni ścieków). Można powiedzieć, że jest zbyt analogowy, jak na obecne czasy 3D – digitalizacji, decentralizacji i dywersyfikacji. W nowej perspektywie finansowej działania będą bardziej złożone, będą musiały uwzględniać lokalną specyfikę energetyczną, sięgać po nowe technologie, precyzyjnie określać cele dekarbonizacyjne. Potrzebna będzie lepsza komunikacja, wsparcie techniczne, pomoc mniej zaradnym, większa kreatywność i nowe technologie w promowanych rozwiązaniach. Do tego trzeba dostosować strukturę finansowania.

Autorka: dr Joanna Maćkowiak-Pandera
Współpraca: zespół Forum Energii

Zapotrzebowanie na wodór w Polsce przekroczy do 2040 100 TWh

Podsumowanie debaty eksperckiej po premierze raportu "Zielony wodór z OZE w Polsce- wykorzystanie energetyki wiatrowej i PV do produkcji zielonego wodoru jako szansa na realizację założeń Polityki Klimatyczno-Energetycznej UE w Polsce”.

Pogłębiające się ocieplenie klimatu, wzrastające ilości emisji gazów cieplarnianych i coraz szybciej rosnące ceny uprawnień do emisji CO2 to sygnały, że dotychczasowy system energetyczny przechodzi do historii. Nowo tworząca się gospodarka obiegu zamkniętego ma być zasilana w przeważającym stopniu odnawialnymi źródłami energii (OZE). Pomimo, że co do konieczności zdekarbonizowania polskiej gospodarki nie ma już wątpliwości, to zielony miks energetyczny wymaga wdrożenia technologii stabilizującej OZE. Unia Europejska dostrzega potencjał rozwoju zielonego wodoru na rynku wewnętrznym, przewidując, że jego produkcja w najbliższej dekadzie osiągnie poziom 10 mln t. Polska strategia wodorowa zakłada w perspektywie 2030 r. zainstalowanie 2 GW mocy źródeł niskoemisyjnych do produkcji odnawialnego wodoru oraz powstanie 5 dolin wodorowych. Przyjęcie długoterminowej wizji „wodoryzacji” polskiej gospodarki stanowi najlepszy moment do wdrożenia innowacyjnych pomysłów, które doprowadzą do powstania nowej wodorowej gałęzi polskiej gospodarki.

7 grudnia 2021 r. w Ministerstwie Klimatu i Środowiska obyła się premiera Raportu pt. „Zielony wodór z OZE w Polsce- wykorzystanie energetyki wiatrowej i PV do produkcji zielonego wodoru jako szansa na realizację założeń Polityki Klimatyczno-Energetycznej UE w Polsce”. Raport został przygotowany przez ekspertów Dolnośląskiego Instytutu Studiów Energetycznych (DISE) oraz Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej (PSEW). Raport zawiera autorską analizę możliwości prawnych, ekonomicznych i technologicznych produkcji zielonego wodoru przy wykorzystaniu energetyki wiatrowej i fotowoltaiki (PV) w Polsce. Raport identyfikuje główne bariery blokujące wielkoskalową produkcję zielonego wodoru. Autorzy wskazali w analizie wnioski dotyczące wpływu produkcji wodoru z energii wytworzonej z wiatru (onshore i offshore wind) na zmiany w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Lektura raportu przybliży także prognozę redukcji emisji CO2 oraz wskaże przewidywane korzyści dla polskiej gospodarki wynikające z wdrożenia tej technologii.

Na szczególne podziękowania zasługują partnerzy raportu, których wsparcie pozwoliło na przygotowanie pionierskiej analizy potencjału wodoryzacji polskiej gospodarki. Partnerami strategicznymi raportu są: bank Gospodarstwa Krajowego, Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, Ørsted, RWE, PKN Orlen, Hynfra, PGNiG oraz TAURON Polska Energia. Partnerami głównymi są: kancelaria prawna DZP, EDP Renewables, Eurowind Energy, POLENERGIA i LOTOS. Partnerami branżowymi są: Qair i DNV.

Wystąpienie otwierające podczas premiery raportu wodorowego DISE&PSEW wygłosił Ireneusz Zyska, Wiceminister Klimatu i Środowiska. Minister podkreślając wysoki walor opracowania dla realnej szansy na zazielenienie polskiego miksu energetycznego. W-Minister Zyska powiedział, że:

(...)planujemy 2 GW mocy instalacji do produkcji wodoru i jego pochodnych z niskoemisyjnych źródeł do roku 2030. W tym celu musimy zapewnić dostęp do odpowiednich mocy zainstalowanych w OZE.  Z drugiej strony, odnawialny wodór wesprze dalszy rozwój energetyki odnawialnej, umożliwiając magazynowanie nadwyżek energii i ich późniejsze wykorzystanie tak w energetyce, jak i innych sektorach gospodarki. Będziemy też rozwijać infrastrukturę służącą dostarczaniu wodoru do odbiorców końcowych i stworzymy mechanizmy wsparcia wytwarzania wodoru ze źródeł niskoemisyjnych.

Następnie głos zabrał Grzegorz Tobiszowski, poseł do Parlamentu Europejskiego, który stwierdził, że:

(...) prezentowany raport przedstawia wizję wdrożenia wodoru, będącego paliwem przyszłości, dokonujemy wielkich przeobrażeń w energetyce, poszukując nowatorskich rozwiązań, a niniejszy raport jest wyrazem znaczącego głosu Polski na arenie międzynarodowej

Kluczowym momentem premiery było wystąpienie liderów think-tanków energetycznych, którzy zaprezentowali najważniejsze tezy raportu.

Jako pierwszy głos zabrał Remigiusz Nowakowski, Prezes Dolnośląskiego Instytutu Studiów Energetycznych, który powiedział, że:

(...) zmiany klimatu, rozwój nowych technologii wytwarzania energii oraz zmiana świadomości i oczekiwań społecznych powodują, że nie ma odwrotu od marszu ku czystej i odnawialnej energii. To przekonanie skłoniło nas do podjęcia wyzwania jakim było przygotowanie pierwszej w Polsce kompleksowej analizy możliwości wykorzystania zielonego wodoru oraz jego roli w procesie dekarbonizacji gospodarki

Uzasadniając powyższe Prezes DISE dodał, że:

(...) rozwój rynku wodoru wymaga obniżenia kosztów jego produkcji, transportu, dystrybucji i magazynowania, a także kosztów urządzeń, pojazdów i niezbędnej infrastruktury

R. Nowakowski podkreślił, że realne jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego przy maksymalizacji mocy zainstalowanej z wiatru i PV przy współpracy z technologią wodorową, a cena energii będzie malała proporcjonalnie do skali produkcji zielonej energii. Kończąc swoje wystąpienie R. Nowakowski podkreślił, że sukces zależy od tego jak wykorzystamy czas na przeprowadzenie transformacji energetycznej, która bez wątpienia stanowi szansę dla Polski.

Janusz Gajowiecki, Prezes Zarządu Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej, będący współautorem raportu powiedział, że:

(...) prezentowany raport pokazuje, że tempo rozwoju rynku wodoru w dużej mierze uzależnione będzie od dostosowania regulacji prawnych i norm rynkowych, które powinny nie tylko umożliwiać względnie łatwe skalowanie technologii wodorowych, ale również przyczynić się do powstania oczekiwanych bodźców do korzystania z rozwiązań wykorzystujących wodór


Prezes PSEW dodał, że: „potrzebne będą stabilne ramy prawne w celu ułatwienia inwestycji w całym łańcuchu dostaw wodoru, który obejmuje m.in. produkcję sprzętu, dostawę infrastruktury i produkcję pojazdów”.

Premierową sesję inauguracyjną podsumowało wystąpienie prof. dr. hab. inż. Piotra Kacejko, Kierownika Katedry Elektroenergetyki na Politechnice Lubelskiej, który przedstawił wybrane zagadnienia raportu wodorowego. Prof. P. Kacejko powiedział, że opierając się na polskiej strategii wodorowej i analizach autorów raportu jesteśmy w stanie dokładnie poznać perspektywy rozwoju wodoru w Polsce. Wskazał, że prognoza wskazuje na to, że zapotrzebowanie na wodór w Polsce przekroczy 100 TWh do 2040 r., co przyrównał do ok. połowy energii elektrycznej, która będzie zużywana w 2040 r. Prof. P. Kacejko podkreślił także, że obecnie najbardziej rozwiniętą technologią magazynowania jest magazyn gazowy, który mógłby zostać zastosowany do magazynowania wodoru. W swoim wystąpieniu prof. P. Kacejko pokazał jedno z proponowanych rozwiązań raportu, tj. produkcji: 20 GW energii z PV, 20 GW energii z onshore i 20 GW energii z offshore, przy zastosowaniu potencjału magazynowania na poziomie 10 GW i 10 GW tzw. dedykowanej energii z offshore, który to plan został wskazany w raporcie jako jeden z możliwych wariantów do zrealizowania w perspektywie 2040 r.

Druga część premiery została poświęcona na dyskusję, którą moderował Michał Niewiadomski

Jako pierwszy głos zabrał Remigiusz Nowakowski, Prezes DISE odnosząc się do pytania o możliwości finansowania technologii wodorowej w Polsce powiedział, że: „rzeczywiście początkowo wodór będzie bardziej błękitny, stopniowo przechodząc w zielony- zeroemisyjny”. Prezes DISE wskazał, że „krzywa dostępności elektrolizerów wodorowych jest zbliżona do dynamicznie rosnącej krzywej PV”, dlatego początkowo system wsparcia początkowo będzie potrzebny, ale malejące koszty technologii i tzw. wymuszenie wynikające z systemu ETS zapewni dostępność i przyjazność cenową wodoru.

Następnie głos zabrał Janusz Gajowiecki, Prezes PSEW, który stwierdził, że obecnie potrzebne są jedynie chęci, wskazując na potwierdzoną w raporcie dostępność technologii, finansowania i gotowość rynku. J. Gajowiecki wskazał, że warunki lokalizacyjne i wietrzność stanowią o potencjale polskiej energetyki wiatrowej, którą wstrzymują jedynie „sztuczne, blokujące bariery legislacyjne”. Zdaniem Prezesa PSEW: „mamy jeszcze wystarczająco dużo czasu, by wstrzelić się wyścig po rozwój polskiej gospodarki wodorowej”.

Prof. dr hab. inż. Piotr Kacejko powiedział w dyskusji, że technologia wodorowa musi zostać wdrożona, ponieważ obecnie nie jest znana nauce inna technologia magazynowania, która pozwoliłaby na przechowywanie nadwyżki energii z OZE. Prof. P. Kacejko Stwierdził, że wszystko wskazuje na to, że: „hasło power to gas- gas to power pozostaje aktualne”.

dr hab. Mariusz Ruszel, Prezes Zarządu Instytutu Polityki Energetycznej, prof. Politechniki Rzeszowskiej powiedział, że choć UE stawia na rozwój zielonego wodoru, to obecnie nie stanowi on nawet 1% w skali produkcji globalnej. Ponadto, trwa rywalizacja o ilość zielonej mocy zainstalowanej oraz istnieje realne zagrożenie tzw. kolonializmem wodorowym, gdyż nie wszystkie kraje będą gotowe na produkcję wodór na wystarczająco wysoką skalę, co stanowi dla Polski szansę.

Łukasz Beresiński, Dyrektor Biura Sektora Paliwowego i Infrastruktury, Bank Gospodarstwa Krajowego stwierdził, że: „BGK jest bankiem rozwoju, naszą misją jest wspieranie zrównoważonego rozwoju gospodarczego Polski i faktycznie widzimy tutaj dużą rolę w rozwoju gospodarki wodorowej w Polsce zwłaszcza w tym pierwszym etapie”. Ł. Beresiński podkreślił, że kluczowa dla BGK jest gwarancja opłacalności inwestycji, stąd BGK spodziewa się, że: „na pierwszym etapie rozwoju gospodarki wodorowej w Polsce może istnieć ryzyko finansowe, które może być nieakceptowalne dla banków komercyjnych, na którym to etapie BGK dostrzega swoją rolę”.

Sylwia Pawlak, Dyrektor ds. Innowacji, Grupa LOTOS wskazała, że raport jest bardzo potrzebny polskiej gospodarce opracowaniem, dodając, że: „LOTOS realizuje wiele projektów wodorowych, jak np. projekt Green H2, który zajmuje kluczowe miejsce w strategii Spółki”. Jak wskazała S. Pawlak wodór jest niezbędny do procesów rafineryjnych; obecnie LOTOS wykorzystuje tzw. szary wodór, ale dąży do jego zazielenienia.

Józef Węgrecki, Członek Zarządu ds. Operacyjnych, PKN ORLEN powiedział, że Orlen produkuje w Płocku 17 t wodoru na godzinę, w tym 14 t pochodzi z SMR, a 3 t pochodzą z pary wodnej, czyli ciepła odpadowego, co ma charakter niskoemisyjny. J. Węgrecki wskazał na istnienie wielu możliwości rozwoju wodoru, poza wiodącymi elektrolizerami jego zdaniem można zastosować np. wychwytywanie CO2, czy magazynowanie w kawernach.

Joanna Wis-Bielewicz, Head of Market Development w Orsted Polska wskazała, że: „zielony wodór może i powinien stać się powszechnie dostępną alternatywą dla paliw kopalnych, dlatego Ørsted wspólnie z jednostkami badawczymi, partnerami biznesowymi i decydentami prowadzi już kilkanaście projektów w Europie, których celem jest rozwój i komercjalizacja tej technologii na skalę masową”.

Piotr Czembor, General Manager, Hynfra Sp. z o.o., Prezes Zarządu, Hynfra Energy Storage Sp. z o.o. stwierdził, że: „dziś świat bazuje zna paliwach kopalnych, wodór zielony charakteryzują straty energii, ale mając na uwadze porównywalność tych strat, mamy jedną przewagę – uzyskujemy wodór zielony i mamy całkowicie zieloną, bezemisyjną energię”.

Jerzy Topolski, Wiceprezes Zarządu ds. Zarządzania Majątkiem, TAURON Polska Energia SA zaznaczył, że wodór zdaniem grupy TAURON jest rozwiązaniem na niestabilność produkcji i odbioru energii z OZE jest wdrożenie technologii wodorowej. Jak wskazał: „TAURON od lat opracowuje koncepcyjne projekty wodorowe, czego przykładem są pilotaże CO2- SNG i TENNESSEE”.

Agata Urbaniak, Dyrektor Oddziału Centralne Laboratorium Pomiarowo-Badawcze, PGNiG SA zabierając głos w dyskusji powiedziała, że obecnie nie ma w Polsce sieci zdolnych na przesył paliw z domieszką wodoru, ale w tym zakresie PGNiG prowadzi projekty badawcze. PGNiG koncentruje się na magazynowaniu wodoru w kawernach, czego przykładem jest współpraca z Gas Storage Poland, w ramach której planowana jest budowa dwóch instalacji magazynowania w kawernach.

Piotr Dowżenko, Dyrektor Departamentu Innowacji i Wodoryzacji Gospodarki, NFOŚiGW stwierdził, że: „stoimy na progu tworzenia gospodarki wodorowej”. P. Dwożenko dodał, że: już dziś projekty wodorowe w Polsce z którymi mieliśmy okazję się zapoznać to jest wartość ok. kilkunastu mld zł – to są zarówno projekty krótkoterminowe, jak i długoterminowe. Jak wskazał czynnikiem barierowym jest długotrwałe oczekiwanie na dostęp do technologii. Dyrektor Dwożenko dodał tak, że planowany jest nowy program wsparcia wodoru przez NFOŚiGW.

Podsumowując powyższe, warto przywołać kluczowe wnioski raportu DISE&PSEW. Zdaniem autorów produkcja wodoru w Polsce powinna być realizowana w ramach trzech ścieżek, tj.: wykorzystania nadwyżek OZE, pracy wydzielonej części generacji OZE w systemie off-grid zintegrowanej z dedykowanymi elektrolizerami oraz produkcji rozproszonej na potrzeby lokalne. Prognozowane scenariusze rozwoju polskiej gospodarki wodorowej zakładają, że do 2040 r. jest realna szansa na zaspokojenie popytu na wodór przez elektrolizery o mocy znamionowej powyżej 20 GW. W raporcie wskazano, że rozwój wodoru wymaga wycofywania jednostek węglowych i dynamicznego zwiększania udziału OZE. Eksperci wykazali dostępność technologii wytwarzania wodoru potrzebnego know-how, uznając obowiązujące regulacje prawne za główny czynnik blokujący „wodoryzację” polskiej gospodarki, postulując także o wdrożenie mechanizmu wsparcia wodoru (przynajmniej w pierwszej fazie jego wdrażania).

Niewątpliwie, prezentowany raport jest pierwszym kompleksowym opracowaniem dotyczącym współpracy energetyki wiatrowej, fotowoltaiki z technologią wodorową. Mając na względzie podpisane w październiku porozumienie sektorowe na rzecz rozwoju polskiego wodorowego local content wydaje się, że Polska jest gotowa na przywództwo w globalnym wyścigu wodorowym.

LTE 450, krok w kierunku inteligentnej energetyki

Branża energetyczna odegra kluczową rolę w czwartej rewolucji przemysłowej. Wizja samodzielnego łączenia się maszyn z systemami informatycznymi i systemem energetycznym oraz internetem i w tym samym momencie z chmurą obliczeniową urealnia się w wielu branżach. Robotyzacja produkcji staje się znakiem naszych czasów. Sektor energetyczny chce w tych procesach uczestniczyć dodając wartość dodaną - własny system łączności. 

Omawiając cechy przemysłu 4.0 i efekty cyfrowej transformacji, bardzo często skupiamy się na sprawnie realizowanych procesach, na szybszym przepływie informacji czy większej niezawodności infrastruktury. Nie powinniśmy jednak zapominać, że zachodzące zmiany w fabrykach i zakładach XXI wieku wpłyną również na skuteczne realizowanie idei zrównoważonego rozwoju. Umożliwią lepsze wykorzystanie energii, w czym duży udział będą mieć takie rozwiązania jak LTE450. 

Jak podaje Międzynarodowa Agencja Energetyczna, przemysł odpowiada za 37% globalnego zużycia energii. Jednocześnie nawet do 50% z niej bywa marnowane, m.in. wraz z wymianą ciepła przez maszyny czy podczas procesu przesyłania. Do niedawna możliwości technologiczne pozwalały jedynie na ograniczone działania w tym zakresie. Konkretny krok naprzód jest możliwy dopiero dzięki czwartej rewolucji przemysłowej, która zapewnia dostęp do cennych danych big data i praktyczne możliwości ich wykorzystania w działalności fabryk.

Nowoczesne zarządzanie energią w przemyśle oznacza wykorzystanie możliwości technologicznych w ujęciu tak pojedynczej maszyny, jak i linii produkcyjnej czy całej funkcjonującej w danej organizacji infrastruktury. Implementacja bezprzewodowych, mających minimalne potrzeby energetyczne czujników pozwala m.in. dokonywać dokładnych pomiarów, które następnie trafiają do systemów, gdzie są poddawane analizie pod kątem wszelkich odchyleń od normy lub sygnałów mogących wskazywać na wadliwe działanie. Może to sprowadzać się na przykład do monitorowania przepływu prądu w okablowaniu czy na poziomie danego urządzenia z wyliczeniem średniej podawanej co kilkadziesiąt sekund. W ten sposób przemysł 4.0 staje się bardziej efektywny i ekologiczny.

Tego rodzaju zaawansowana diagnostyka, wspierana przez inteligentne systemy, sprawia, że działanie infrastruktury w obiektach przemysłowych jest przejrzyste, a jakość pracy urządzeń nieustannie monitorowana. Tym samym przedsiębiorstwa dają sobie szansę, by zapobiegać problemom technicznym, optymalizować pracę i w czasie rzeczywistym reagować na wszelkie niespodziewane sytuacje. Krótko mówiąc – zyskują dostęp do danych, dzięki którym rośnie ich elastyczność, bo mają pełną kontrolę nad działaniem urządzeń.

Cyfrowa transformacja zakłada wykorzystanie u podstaw przemysłu 4.0 smart sensorów, które stanowią element łączący światy rzeczywisty i cyfrowy. W porównaniu do tradycyjnych sensorów, które zbierały pewne informacje, by następnie mogły one zostać poddane ocenie przez człowieka, smart sensory tworzą rozbudowane sieci, w których dane są analizowane z użyciem zaawansowanych algorytmów. Opracowane oprogramowanie towarzyszące umożliwia działanie autonomiczne – skuteczną analizę zbiorów danych big data i wyciąganie wniosków, które z kolei prowadzą do realizacji zadań przez określone elementy wykonawcze infrastruktury.

Czwarta rewolucja przemysłowa to również smart roboty, których liczba i zakres obowiązków w fabrykach z każdym dniem zauważalnie rośnie. Ich ewolucja oznacza nie tylko bardziej efektywną współpracę z człowiekiem, precyzyjną komunikację M2M (Machine-to-Machine) czy większą wszechstronność. Wiąże się także z inteligentnym zarządzaniem energią, oszczędzaniem jej oraz magazynowaniem z myślą o późniejszym wykorzystaniu. W kontekście energetycznym oznacza to również tworzenie w fabrykach zaawansowanych zamkniętych obiegów, w których kilka połączonych maszyn wykorzystuje jedno źródło energii pochodzącej na przykład z paneli słonecznych.

Dzięki zastosowaniu LTE450 dostawcy energii zyskają możliwość zarządzania okresami szczytowego natężenia elektrycznego poprzez zachęcanie konsumentów do zużywania mniejszej ilości energii w godzinach szczytu, lub do pobierania energii w mniej popularnych okresach jak np. weekendy.

Coraz częściej mówi się, że przyszłością dystrybucji energii będzie zautomatyzowana analityka. Głównym zastosowaniem inteligentnego systemu pomiarów oraz inteligentnej sieci energetycznej połączonych siecią LTE450 nie jest jedynie przesyłanie danych do dostawców energii i ich konsumentów – chodzi również o możliwość łatwiejszej i bardziej zaawansowanej analizy.

Potencjał tego typu analityki jest szeroko wykorzystywany w branżach takich jak np. finanse, gdzie przesłanki z analizy predykcyjnej często wspierają osoby odpowiedzialne w podejmowaniu istotnych decyzji. Rynek energetyczny nie pozostaje daleko w tyle – inteligentne liczniki zainstalowane w domach oraz inteligentne sieci energetyczne obejmujące całe miasta udostępniają dostawcom dane, które pozwalają im na skuteczną optymalizację  kosztów i wydajności.

Otrzymywane w ten sposób informacje umożliwiają optymalizację także po stronie konsumenta – i nie chodzi tutaj jedynie o upewnienie się, że odłączyliśmy żelazko przed wyjazdem na wakacje; optymalizacja ma raczej pomóc w podejmowaniu decyzji o dużym znaczeniu dla życia codziennego, np. w odpowiedzi na pytanie, czy dane urządzenie zużywa zbyt wiele energii i powinno być zastąpione innym.

Prowadzenie dokładnych pomiarów zużycia i generowania energii przez indywidualnych użytkowników nigdy nie było tak proste, a połączone z inteligentną siecią energetyczną i inteligentnym systemem pomiarów narzędzia analityczne dostarczają firmom energetycznym jeszcze ważniejszych informacji m.in na temat ogólnego stanu sieci i ewentualnych możliwości optymalizacji na szerszą skalę.

Takie rozwiązanie pozwala dostawcom na lepszą kontrolę sposobu w jaki dystrybuowana jest energia – to z kolei umożliwia zastosowanie poszczególnych rozwiązań dokładnie w tych miejscach, w których potrzeba zmian. W rezultacie każdy konsument otrzymuje dokładnie tyle energii, ile potrzebuje, a straty pojawiające się podczas procesu redukowane są do minimum.

Autor: Redakcja CIRE.PL
Jaki jest polski prosument? Ciekawe wnioski z badań rynkowych

Oszczędny internauta bez fachowej wiedzy – taki obraz Polaka prosumenta wyłania się z badania przeprowadzonego przez TAURON

Tauron obsługuje już blisko ćwierć miliona prosumentów, a na rynku trwa boom na fotowoltaikę. Spółka postanowiła poszerzyć wiedzę o prosumentach zlecając przeprowadzenie badań rynkowych.

Badaniu ankietowemu została poddana grupa prosumentów, których mikroinstalacje po przyłączeniu nie działały prawidłowo. To pierwsza tego typu inicjatywa spółki energetycznej w Polsce. Badania objęły zgłoszenia i reklamacje części klientów, dotyczące wyłączania się mikroinstalacji oraz braku poprawnej współpracy instalacji z siecią dystrybucyjną. Celem ankiety było ustalenie, jaki jest poziom wiedzy prosumentów o przyczynach  nieprawidłowości i co można zrobić, żeby mikroinstlacja działała prawidłowo

Prawidłowa współpraca sieci dystrybucyjnej z mikroinstalacjami zależy również od samych prosumentów, którzy poprzez odpowiedni dobór mocy instalacji, bieżące zużywanie wyprodukowanej energii, prawidłowe nastawy falowników i sterowanie mocą bierną mogą poprawić  efektywność pracy swojej instalacji. Szczególnie ważne jest przekazanie wiedzy i poznanie zachowań tej części prosumentów, którzy zgłaszają do nas reklamacje, wynikające z wyłączania się instalacji. Jest to około 2 procent wszystkich prosumentów – mówi Jerzy Topolski, wiceprezes zarządu TAURON Polska Energia.

Uczestnicy badania pytani o powód montażu fotowoltaiki wskazywali najczęściej chęć obniżenia rachunków za prąd. Taką odpowiedź wybrało 53 proc. ankietowanych. Troskę o środowisko poprzez generowanie energii ze źródeł odnawialnych wskazało natomiast 24 proc. ankietowanych.

Wiedza z internetu

Najczęstszym źródłem pozyskiwania informacji o fotowoltaice, wskazanym przez badanych były fora i strony internetowe. Aż 64 proc. ankietowanych w badaniu stwierdziło, że moc paneli została przez nich dobrana na podstawie opinii sprzedawcy fotowoltaiki.

Natomiast osoby, które samodzielnie dokonały doboru mocy, zrobiły to w przeważającej większości na podstawie doświadczeń i rad znajomych lub rodziny. O mocy mikroinstalacji decydowały więc w obydwóch przypadkach osoby, które mogły przewymiarować instalację, działając na rzecz zysku swojej firmy sprzedającej panele lub takie, które nie posiadały pełnej wiedzy, jaka moc instalacji odpowiada możliwości autokonsumpcji przez prosumenta. 42 proc. badanych osób twierdziło, że otrzymało od sprzedawcy paneli informację, że powinno zainstalować więcej paneli niż wynosi ich zużycie energii.

Na pytanie: ile procent wyprodukowanego prądu z Państwa fotowoltaiki powinni Państwo zużyć w ciągu roku na własne potrzeby? 42 proc. badanych odpowiedziało, że 100 proc., a 22 proc. badanych nie znało odpowiedzi. Pozostałe wyniki kształtowały się następująco: poniżej 50 proc. – ok. 6 proc ankietowanych, pomiędzy 50 a 80 proc. – 14 proc. odpowiedzi, a powyżej 80 proc. – blisko 14 proc. ankietowanych. Tymczasem optymalizując nakłady, należy założyć, że dla pokrycia rocznego zapotrzebowania energii na poziomie 1000 kWh należałoby zainstalować mikroinstalację fotowoltaiczną o mocy od 1 do 1,2 kWp.

45 procent respondentów nie wiedziało w ogóle, ile prądu rocznie (w kWh) powinna wyprodukować ich mikroinstalacja. Sugeruje to, że na etapie zakładania instalacji jej moc oraz przewidywana produkcja energii w ciągu roku nie była porównywana i dopasowana do faktycznego rocznego zużycia energii przez konkretne gospodarstwo domowe.

Wyłączanie się mikroinstalacji

Kolejny blok pytań dotyczył przypadków i przyczyn wyłączania się mikroinstalacji. Ponad 56 proc. ankietowanych nie było przez instalatora lub sprzedawcę fotowoltaiki informowanych o tym, że mikroinstalacja może się wyłączać.

Spośród osób, które zostały o tym poinformowane 74 proc. otrzymało informację, że sieć energetyczna może nie mieć technicznych możliwości odebrania wyprodukowanego prądu.  Tymczasem, aż 71 proc. z przebadanej grupy klientów zgłaszającej reklamacje do TAURON Dystrybucja, widziało na swoich inwerterach komunikat o zawyżonym napięciu, co bardzo często wymagało zmiany nastawień w samym falowniku i sterowania mocą bierną.

Tylko w około 14 proc przypadków instalator wskazywał, jako możliwą przyczynę wyłączenia się falowników powody leżące po stronie klienta, to jest niewłaściwie skonfigurowanie, nastawienie lub uszkodzenie instalacji.

Na pytanie: co dzieje się z nadwyżką energii wyprodukowanej przez cały rok w fotowoltaice? Blisko 14 proc respondentów odpowiedziało, że nie wie, a 22 proc. uważa, że nadwyżka trafia do magazynu energii. Tymczasem sieć energetyczna nie jest magazynem i nie ma możliwości przechowywania energii. Małe przydomowe magazyny powinny być więc budowane przez prosumentów bezpośrednio przy mikroinstalacjach – podkreśla wiceprezes Jerzy Topolski. 

Właściciele paneli PV powinni też zdecydowanie bardziej zwracać uwagę na dopasowanie mocy paneli do swoich rzeczywistych potrzeb i autokonsumpcję energii w czasie jej produkcji. Drugi ważny wniosek, który wyciągamy z badania, to konieczność bliższej współpracy i przekazywania wiedzy instalatorom o technicznych aspektach poprawnej współpracy mikroinstalacji z siecią elektroenergetyczną. Już teraz przygotowujemy działania w tym zakresie – podsumował badanie wiceprezes Topolski.

Ankiety obejmowały cztery zakresy tematyczne: motywację, dobór mocy, znajomość zasad bilansowania wyprodukowanej energii oraz wiedzę na temat skonfigurowania i poprawnej pracy instalacji PV. Badanie odbyło się we wrześniu i objęło 739 ankietowanych.

Znamy kryteria decydujące o przydziale kolejnych koncesji offshore

Ministerstwo Infrastruktury opublikowało gotowy do podpisu przez ministra projekt rozporządzenia z kryteriami oceny wniosków o kolejne koncesje dla morskich farm wiatrowych. Wśród proponowanych kryteriów jest m.in. wskaźnik transformacji energetycznej.

Ustawa o morskich farmach wiatrowych

21 stycznia 2021 roku prezydent Andrzej Duda podpisał ustawę o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych, czyli tzw. ustawę offshorową. Projekt ustawy został przyjęty przez Radę Ministrów 27 listopada 2020 roku. Następnie Sejm przyjął ją w połowie grudnia. 5 stycznia ustawę 2021 przyjęły bez poprawek senackie komisje. 13 stycznia jednogłośnie i bez poprawek została przyjęta przez Senat RP.

Ustawa o offshore reguluje sposób pozyskiwania wsparcia publicznego przez inwestorów zainteresowanych budową morskich farm wiatrowych w polskiej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego.

Ustawa o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych ma na celu szybkie zwiększenie udziału OZE w krajowym miksie energetycznym. Wprowadzone przez ustawę mechanizmy, w tym system wsparcia oraz usprawnień administracyjnych i prawnych mają mobilizować podmioty zainteresowane do wytwarzania energii elektrycznej w większym zakresie ze zlokalizowanych na morzu farm wiatrowych

Kolejnym ważnym celem ustawy ma być wsparcie przemysłu energetycznego poprzez zwiększenie procesów inwestycyjnych związanych z budową farm wiatrowych. Wzrost inwestycji w tym sektorze umożliwi zwiększenie ilości miejsc pracy w sektorze energetycznym, co z kolei może przyczynić się do pobudzenia gospodarki.

Ustawa ma za zadanie również przyspieszyć procesy transformacji polskiej energetyki na zeroemisyjne źródła energii. Ma więc przyczynić się do realizacji przez Polskę polityki europejskiego zielonego ładu zakładającego osiągnięcie do 2050 r. neutralności klimatycznej.

Ważne zapisy z ustawy

Zgodnie z art. 3 pkt 12 ustawodawca za wytwórcę uznaję podmiot, który ma siedzibę lub miejsce zamieszkania na terytorium państwa członkowskiego Unii Europejskiej, Konfederacji Szwajcarskiej lub państwa członkowskiego Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) – strony umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym wytwarzający lub zamierzający wytwarzać energię elektryczną z energii wiatru na morzu w morskiej farmie wiatrowej.

Natomiast, art. 3 pkt 13 ustawy o offshore definiuje zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy jako wyodrębniony zespół urządzeń i budowli związanych, jak i niezwiązanych trwale z gruntem, w tym z dnem morskim, służących do wyprowadzenia mocy z morskiej farmy wiatrowej od zacisków strony górnego napięcia transformatora lub transformatorów znajdujących się na stacji albo stacjach elektroenergetycznych zlokalizowanych w polskich obszarach morskich do miejsca rozgraniczenia własności określonego we wstępnych warunkach przyłączenia lub warunkach przyłączenia.

Zasady przyłączania wytwórców do sieci

Zgodnie z rozdziałem 7 ustawy o offshore wytwórca ma obowiązek wyposażenia morskiej farmy wiatrowej w:
  1. układy pomiarowo-rozliczeniowe umożliwiające ustalenie ilości energii elektrycznej wytworzonej i wprowadzonej do sieci w poszczególnych okresach rozliczania niezbilansowania;
  2. systemy umożliwiające ustalenie ilości energii elektrycznej, jaka nie została wytworzona w morskiej farmie wiatrowej na skutek poleceń ruchowych operatora do którego sieć jest przyłączona (wstrzymanie pracy urządzenia).

Wytwórca wyposaża układ pomiarowo-rozliczeniowy oraz system w specjalny program lub urządzenie, które zdalnie odczytują dane z tych układów i systemów, a następnie w czasie rzeczywistym komunikuje się z operatorem systemu przesyłowego lub operatorem systemu dystrybucyjnego i przekazuje mu dane z ww. systemów i układów. Wytwórca instaluje układ i system w uzgodnieniu z operatorem systemu przesyłowego lub operatorem systemu dystrybucyjnego, do którego sieci jest przyłączana morska farma wiatrowa.

Do wniosku o określenie warunków przyłączenia do sieci wytwórca dołącza pozwolenie na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich dla morskiej farmy wiatrowej potwierdzające dopuszczalność lokalizacji danego źródła na terenie objętym planowaną inwestycją.

W przypadku wytwórców, którzy nie zamierzają ubiegać się o przyznanie prawa do pokrycia ujemnego salda na podstawie systemów wsparcia wskazanych w przedmiotowej ustawie, dołącza się do wniosku o określenie warunków przyłączenia.

W przypadku ubiegania się o przyłączenie morskiej farmy wiatrowej do sieci, dla której wytwórca nie złożył ww. oświadczenia (tj. wytwórca zamierza korzystać z systemu wsparcia) przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej wydaje, zamiast warunków przyłączenia, wstępne warunki przyłączenia, na zasadzie równoprawnego traktowania i przyłączania do miejsc przyłączenia określonych w uzgodnionym przez Prezesa URE planie rozwoju, o którym mowa w art. 16 ustawy – Prawo energetyczne. Co istotne, wydane dla Wytwórców wstępne warunki przyłączenia są ważne przez dwa lata od dnia ich doręczenia.

Rozporządzanie zespołem urządzeń

W rozdziale 7 ustawy o offshore zawarte są również kwestie rozporządzania zespołem urządzeń służących do wyprowadzania mocy. Wytwórca będący zarazem właścicielem urządzeń w przypadku zamiaru rozporządzania zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy obowiązany jest do zawiadomienia operatora systemu przesyłowego o tym fakcie. Następnie operator systemu przesyłowego w terminie miesiąca może złożyć właścicielowi urządzeń oświadczenie o zamiarze nabycia zespołu urządzeń. Oświadczenie operatora systemu przesyłowego (dalej: OSP) stanowi podstawę do rozpoczęcia negocjacji treści umowy sprzedaży tego zespołu urządzeń.

Właściciel zespołu urządzeń udostępnia OSP informacje niezbędne do określenia treści umowy sprzedaży. Natomiast w przypadku nie dojścia do porozumienia w zakresie ceny zespołu urządzeń w terminie 6 miesięcy od daty złożenia ww. oświadczenia, operator lub właściciel zespołu urządzeń może wystąpić do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z wnioskiem o ustalenie treści tej umowy.

Ustawa o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych ma szczególne znaczenie dla rozwoju polskiej gospodarki oraz zwiększenia stopnia bezpieczeństwa energetycznego Polski. Zainteresowanie energią pochodzącą z farm wiatrowych zlokalizowanych na morzu wyraziły największe Spółki Skarbu Państwa z sektora energetycznego, które zamierzają stopniowo zwiększać udział OZE w ogólnej puli wytwarzanej energii.

Terminy przeprowadzenia aukcji offshore

Zgodnie z art. 29 ust. 2 pkt. 1 ustawy o offshore pierwsze aukcje mają zostać ogłoszone i przeprowadzone przez Prezesa URE w roku 2025 i 2027. Dla tych aukcji określono maksymalną łączną moc zainstalowaną morskich farm wiatrowych, którym będzie mogło zostać przyznane wsparcie. I tak, maksymalny wolumen mocy zainstalowanej elektrycznej określono na 2,5 GW dla aukcji zaplanowanych na 2025 r. oraz na 2027 r. Należy pamiętać jednak, że w przypadku gdyby wygrane oferty w 2025 r. nie wyczerpały całego oferowanego podczas aukcji wolumenu mocy zainstalowanej elektrycznej, wówczas różnica ta powiększy wolumen mocy oferowany w 2027 r.

Zasady kwalifikacji do udziału w aukcji

Zgodnie z art. 27 ust. 1 ustawy o offshore Prezes URE wydaje zaświadczenie o dopuszczeniu do aukcji w terminie 45 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku o wydanie tego zaświadczenia. Do ww. wniosku wytwórca załącza wypełniony formularz informacji niezbędny przy ubieganiu się o pomoc publiczną wraz ze sprawozdaniami finansowymi za ostatnie 3 lata obrotowe. Procedura prekwalifikacji prowadzona przez Prezesa URE polega na sprawdzeniu inwestora pod kątem posiadania:

  • promesy przyłączenia albo zawartej umowy o przyłączenie,
  • ostatecznej decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla przedsięwzięć zlokalizowanych w wyłącznej strefie ekonomicznej,
  • prawomocnego pozwolenia na wznoszenie sztucznych wysp w polskich obszarach morskich,
  • harmonogramu rzeczowo-finansowego realizacji budowy,
  • planu łańcucha dostaw materiałów i usług.

Zgodnie z art. 27 ust. 4 ustawy o offshore zaświadczenie o dopuszczeniu do aukcji pozostaje ważne przez 36 miesięcy od wydania.

Należy pamiętać również, że do wzięcia udziału w aukcji, poza ww. zaświadczeniem konieczne jest wpłacenie kaucji w wysokości 60 zł za 1 kW mocy przyłączeniowej. Zabezpieczenie może być również złożone w formie równoważnej kaucji lub gwarancji bankowej czy też ubezpieczeniowej.

Przebieg aukcji 

Prezes URE ma obowiązek nie później niż 6 miesięcy przed jej rozpoczęciem ogłosić datę aukcji. W ustawie o offshore, podobnie jak w przypadku ustawy o odnawialnych źródłach energii zachowano zasadę minimum trzech ważnych złożonych ofert decydującą o rozstrzygnięciu aukcji. Licytujący składa ofertę obejmująca szacunkową ilością energii elektrycznej, jaką planuje wytworzyć w morskiej farmie wiatrowej i którą zamierza wprowadzić do sieci. Określa również cenę, po której zgadza się sprzedawać energię elektryczną na podstawie dwustronnego kontraktu różnicowego. Aukcję wygrywają uczestnicy oferujący najniższą cenę energii. 

W przypadku zaoferowania jednakowych cen przez kilku inwestorów decyduje kolejność złożenia ofert. Zwycięskie oferty nie mogą łącznie przekroczyć 100 proc. łącznej maksymalnej mocy elektrycznej określonej w ogłoszeniu o aukcji, oraz 90 proc. łącznej mocy zainstalowanej morskich farm wiatrowych objętych wszystkimi ofertami. Wytwórca wygrywający aukcję na sprzedaż energii elektrycznej jest zobowiązany do wytworzenia i wprowadzenia po raz pierwszy do sieci energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej w terminie 7 lat od dnia zamknięcia sesji aukcji. W uzasadnionych przypadkach inwestor korzystający z drugiej fazy systemu wsparcia może wystąpić do Prezesa URE o wydłużenie ww. terminu na pierwsze wytworzenie energii elektrycznej.

Prezes URE po zamknięciu sesji aukcji podaje do publicznej wiadomości i aktualizuje na swojej stronie internetowej informacje o wynikach aukcji (tj. m.in. o wytwórcach, których oferty wygrały, dokładnych cenach zwycięskich ofert, planowanych datach pierwszego wytworzenia energii w morskich farmach wiatrowych) lub przyczynach ich unieważnienia.

Ministerstwo Infrastruktury opublikowało gotowy do podpisu przez ministra projekt rozporządzenia z kryteriami oceny wniosków o kolejne koncesje dla morskich farm wiatrowych

Rozporządzenie Ministra Infrastruktury ws. oceny wniosków złożonych w postępowaniu rozstrzygającym ma wskazać kryteria szczegółowe, punktację, minimum kwalifikacyjne itp. przy ubieganiu się przez inwestorów o koncesje na kolejne morskie farmy wiatrowe na Bałtyku. Przyjęto się, że za spełnienie wszystkich kryteriów można będzie maksymalnie uzyskać 100 punktów, a minimum kwalifikacyjne w całym postępowaniu rozstrzygającym wynosi 57 punktów.

Zakłada się podwojenie liczby punktów za kryterium, którego spełnienie zapewni największą efektywność wykorzystania wnioskowanego obszaru.

Projekt wskazuje szczegółowe kryteria w zależności od tego, czy akwen pod planowaną farmę nie jest lub jest objęty planem zagospodarowania przestrzennego.

Oceniany będzie stopień dostosowania planowanych terminów budowy i eksploatacji do interesu gospodarki narodowej, w tym realizacji polityki energetycznej państwa (PEP2040).

Ustala się wymagania dla instytucji udzielających gwarancji, a także niezbędne elementy gwarancji oraz umowy poręczenia.

Najwyżej punktowana ma być możliwość realizacji przedsięwzięcia z własnych środków wnioskodawcy, niżej - z kredytów lub pożyczek, najniżej - z dostępnych środków publicznych, w tym dotacji unijnych.

Dla udokumentowania możliwości kredytowych realizacji planowanego przedsięwzięcia ze środków pochodzących z kredytów lub pożyczek wnioskodawca powinien przedstawić co najmniej aktualny rating kredytowy, który również będzie poddany ocenie.

Przedmiotem oceny ma być też doświadczenie wnioskodawcy w budowaniu morskich lub lądowych farm wiatrowych, budowaniu i eksploatacji jednostki fizycznej wytwórczej w rozumieniu ustawy o rynku mocy, oraz budowaniu sieci elektroenergetycznych.

Oceniany będzie wkład planowanych przedsięwzięć w realizację unijnych i krajowych polityk sektorowych. Kryteria szczegółowe, to pozytywny wpływ planowanego przedsięwzięcia na transformację energetyczną i ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, wkład jakościowy w realizację poszczególnych krajowych polityk sektorowych oraz wkład jakościowy w realizację poszczególnych unijnych polityk sektorowych.

Dla morskich farm wiatrowych, w zakresie kryterium dotyczącego pozytywnego wpływu przedsięwzięcia na transformację energetyczną i ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, przewidziano punktację w zależności od wskaźnika zaawansowania transformacji energetycznej wnioskodawcy lub grupy kapitałowej, do której on należy.

Wskaźnik zostanie obliczony według specjalnego wzoru.

Wskaźnik ten został tak zaprojektowany, że wyższa punktacja dla przedsiębiorstw, które są w początkowej fazie transformacji energetycznej przestaje mieć miejsce wraz z postępem transformacji energetycznej danego przedsiębiorcy. Taka konstrukcja pozwala unikać niesprawiedliwej transformacji, z której ze względu na systemowe ograniczenia wykluczeni zostaną przedsiębiorcy znajdujący się obecnie na niższym stopniu zaawansowania transformacji

Brak zastosowania tego kryterium mogłoby prowadzić do silnej koncentracji aktywów wytwórczych z OZE a w konsekwencji monopolizacji rynku i wzrostu cen dla konsumentów w przyszłości, prowadząc do ograniczeniem akceptacji społecznej dla procesu transformacji energetycznej.

Celem wskaźnika zaawansowania transformacji energetycznej jest stworzenie szansy uczestnictwa w transformacji energetycznej dla spółek, które są w początkowej fazie transformacji energetycznej. Mimo, że paliwa kopalne zmniejszają obecnie swój udział w strukturze wytwarzania energii elektrycznej, to nadal odgrywają istotną rolę w krajobrazie energetycznym większości państw UE i nie brakuje podmiotów posiadających doświadczenie w tym obszarze. Kryterium odnosi się do całej energii wyprodukowanej przez podmiot, która nie pochodzi z OZE, czyli także np. energii ze źródeł gazowych.

Dodatkowymi kryteriami będą doświadczenie w realizacji projektów związanych z magazynowaniem energii, efektywność wykorzystania obszaru.