Enea Operator od trzech lat jest uczestnikiem międzynarodowego projektu „eNeuron: greEN Energy hUbs for local integRated energy cOmmunities optimizatioN”, który jest realizowany w ramach unijnego programu Horyzont 2020. Jego celem jest opracowanie innowacyjnych narzędzi do optymalizacji procesu projektowania i funkcjonowania lokalnych systemów energetycznych przy optymalnej integracji z rozproszonymi źródłami energii, w tym głównie odnawialnymi.

Dzisiaj magazyny energii to już nie przyszłość a nasza teraźniejszość. Wzrost liczby mikroinstalacji stanowi wyzwanie techniczne dla funkcjonowania sieci dystrybucyjnej. Musimy zdawać sobie sprawę, że w czasach, kiedy nasza sieć była budowana, nie projektowano dwukierunkowych przepływów. Produkcja zielonej energii jest uzależniona od czynników zewnętrznych, a naszym celem i obowiązkiem, jako spółki dystrybucyjnej jest zapewnienie stabilnego przepływu energii przez całą dobę. Magazyny energii zapewniają bilansowanie zapotrzebowania na energię elektryczną. Ich wykorzystanie to także dobry sposób na poprawę efektywności infrastruktury OZE. Dają bowiem możliwość zgromadzenia większej ilości zielonej energii i wykorzystanie jej w momencie szczytowego zapotrzebowania – powiedział Marcin Gawroński, Prezes Zarządu Enei Operator.

Budowę magazynu energii w Bydgoszczy poprzedziła kilkuletnia współpraca pracowników Enei Operator z kadrą naukową Uniwersytetu Zielonogórskiego w ramach projektu EnergyStore. Przeprowadzono badanie różnorodnych technologii magazynowania energii oraz ich zachowania w określonych warunkach sieciowych. Wynikiem była decyzja o wyborze magazynu energii wykonanego w technologii litowo-jonowej (LI-Ion) o mocy nominalnej nie mniejszej niż 50 kW i pojemności nie mniejszej niż 200 kWh. 

Nowy magazyn energii realizuje szereg tzw. usług systemowych, w tym stabilizację mocy odnawialnych źródeł energii, kompensację mocy biernej czy kompensację odkształceń sieci. Wykorzystany w instalacji dwustopniowy przekształtnik AC/DC/DC oraz dedykowany algorytm sterowania pozwalają na ładowanie baterii magazynu w godzinach produkcji energii z OZE z tych faz, w których wartość napięcia będzie przekroczona. Podczas wieczornego szczytu zapotrzebowania, a także w nocy, magazyn będzie oddawał energię do sieci, tak aby być gotowym do gromadzenia energii z OZE w ciągu kolejnego dnia. 

Współpraca między firmą Apator i operatorem sieci Enea Operator otwiera nowe możliwości w dziedzinie magazynowania i efektywniejszego wykorzystania energii pochodzącej z OZE, przyczyniając się do zrównoważonego rozwoju sektora energetycznego. Ta inwestycja stanowi ważny krok w kierunku bardziej spójnego i wydajnego zarządzania energią, i może stać się wzorem do naśladowania dla innych lokalizacji. Specjalnie zaprojektowany magazyn energii, w tym przypadku z pakietem bateryjnym i systemem BMS dostarczonym przez firmę NRG Project, staje się bardzo ważnym uzupełnieniem sieci dystrybucyjnej, w której funkcjonuje już wiele źródeł wytwórczych. Jego głównymi zadaniami będą: stabilizacja mocy odnawialnego źródła energii, symetryzacja napięć fazowych w punkcie przyłączenia do sieci, stabilizacja parametrów sieci oraz poprawa jakości energii – powiedział Szymon Piasecki, Menedżer Produktu ds. OZE w Apator SA.


W ramach realizacji projektu naukowego planowany jest stały monitoring i weryfikacja pracy magazynu. Sprawdzane będą takie parametry, jak:

• stabilizacja mocy OZE poprzez gromadzenie nadwyżek energii w godzinach jej produkcji i oddawanie do sieci w godzinach zwiększonego zapotrzebowania;
• symetryzacja napięć fazowych w punkcie przyłączenia do sieci elektroenergetycznej (PPE) przez przesyłanie mocy czynnej pomiędzy poszczególnymi fazami z ograniczeniem asymetrii mocy fazowych uzależnionym od pojemności obwodu DC przekształtnika AC/DC;
• stabilizacja napięć w PPE poprzez regulację mocy czynnej ładowania/rozładowania baterii niezależnie dla każdej z faz napięcia zasilającego;
• stabilizacja napięć poprzez regulację mocy biernej z ograniczeniem asymetrii po maksymalnym dopuszczalnym naładowaniu/rozładowaniu baterii;
• praca wg harmonogramu użytkownika;
• kompensacja mocy biernej;
• regulacja odkształceń sieci.

Magazyny energii stanowią ważną część transformacji energetycznej związanej z coraz większą ilością odnawialnych źródeł energii, ochroną środowiska i nowoczesnym podejściem do zmieniającej się energetyki.

Jednym z odbiorców magazynów energii są Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych, dla których kluczowym zadaniem jest efektywne prowadzenie ruchu sieciowego, by zapewnić niezawodność i ciągłość dostaw energii elektrycznej, w zmieniającej się strukturze jej wytwarzania. 

Eksperci Agencji Rynku Energii na zlecenie Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej przeanalizowali działania osłonowe podjęte przez europejskie państwa w odpowiedzi
na kryzys energetyczny - począwszy od września 2021 roku, aż do stycznia 2023 roku.

W tym okresie 27 na 29 analizowanych krajów zastosowało obniżkę VAT lub podatków energetycznych i transfery pieniężne dla odbiorców wrażliwych. Większość państw podjęło decyzję o regulacji cen detalicznych energii elektrycznej, podatku od zysków nadzwyczajnych i wsparciu dla odbiorców biznesowych. Wszystkie te rozwiązania zastosowała również Polska. Jedynie kilka krajów zdecydowało o regulowaniu hurtowych cen energii i wsparciu dla firm państwowych.







„Polska osiągnęła jedną z najwyższych efektywności kosztowych wprowadzonych rozwiązań osłonowych. Wzrost cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w naszym kraju wyniósł zaledwie 12,9%, podczas gdy wydatki na ochronę konsumentów indywidualnych wyniosły tylko ok. 2% PKB. W tym samym okresie, Francja odnotowała około 20% wzrost cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych nakładem około 3,8-4% krajowego PKB. Wartości te w Niemczech wyniosły odpowiednio 40% i 7,5% PKB, a w Wielkiej Brytanii 90%
i niecałe 4% PKB” – mówi Andrzej Bondyra, wiceprezes Agencji Rynku Energii. 





Jak wskazuje, sukces Polski w powstrzymywaniu cen wynikał m.in. z polskiego miksu elektroenergetycznego, który wciąż oparty jest na węglu pozyskiwanym z krajowych kopalń. Dlatego w mniejszym stopniu Polskę dotknęły poważne wzrosty cen surowców na światowych rynkach obserwowane w 2022 roku.

„Polska energetyka była stosunkowo dobrze przygotowana na kryzys. Dzięki gazoportowi i otwartemu w 2022 roku gazociągowi Baltic Pipe jesteśmy niezależni od dostaw gazu ze Wschodu. Polska elektroenergetyka węglowa kontraktowała przede wszystkim surowiec z polskich kopalń. Zakłócenia pojawiły się przejściowo na rynku detalicznym, jednak szybko udało się je zaspokoić dzięki interwencyjnemu importowi z innych kierunków. Największą presję na koszty wytwarzania energii elektrycznej wywierały ceny uprawnień do emisji CO₂, które drastycznie wzrosły w 2021 roku” – dodaje Maciej Maciejowski z Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej. 

W 2021 roku ceny EU ETS wzrosły z około 20 do ok. 80 euro za tonę i tak wysoka cena – mimo znaczących wahań w lutym i latem 2022 roku – pozostaje do tej pory. Oznacza to utrzymujące się wysokie koszty dla wytwórców energii elektrycznej w Polsce, mimo niższych niż w ubiegłym roku cen surowców. 

„Na przełomie 2022 i 2023 roku ceny gazu i węgla na światowych rynkach nieco spadły i ustabilizowały się, pozostają jednak wciąż znacznie wyższe niż jeszcze dwa lata temu.Dodatkowo wytwórcy energii ponoszą dziś koszty zakupu surowców na rynku terminowym w 2022 roku przy najwyższych poziomach cen” – tłumaczy Andrzej Bondyra. 


Ceny poniżej europejskiej średniej

Mimo trwającego kryzysu dzięki wprowadzonym w Polsce działaniom osłonowym udaje się utrzymać relatywnie niskie – pozostające znacząco poniżej europejskiej średniej – ceny energii dla odbiorców końcowych. W drugim półroczu 2022 roku polskie gospodarstwa domowe płaciły za jedną kilowatogodzinę średnio 0,1092 euro netto, podczas gdy średnia dla całej Unii Europejskiej wynosiła blisko trzykrotnie więcej - 0,2716 euro.



Taniej niż w Polsce było tylko w niektórych krajach bałkańskich – Serbii, Albanii, Bośni i Hercegowinie – oraz na Węgrzech. Najdrożej – ponad 40 eurocentów za 1 kWh płaciły gospodarstwa domowe w Czechach i w Grecji. 

Również ceny dla małych i średnich przedsiębiorstw (o zużyciu 2-20 GWh rocznie) w tym okresie były jednymi z najniższych w Europie. W Polsce płaciły one średnio 0,1084 euro netto za 1 kWh. Taniej było tylko na Islandii, w Czarnogórze oraz Bośni i Hercegowinie. Ponad 30 eurocentów za 1kWh musiały zapłacić firmy we Włoszech, w Bułgarii i w Grecji. 






W 2023 roku ceny energii w Polsce dla gospodarstw domowych pozostają poniżej europejskiej średniej. Jak policzyli analitycy ARE średnia cena brutto (z podatkiem VAT)
30 czerwca 2023 roku wynosiła w Polsce równowartość 0,16 euro za 1 kWh. Przy wyliczeniach założono jednak przekroczenie przez gospodarstwo domowe limitu zużycia po preferencyjnej cenie. Te gospodarstwa domowe, które mieszczą się w limitach, przez cały 2023 rok płacą już tylko 0,11 euro brutto. 

„W ciągu ostatnich trzech miesięcy rząd rozszerzył zakres wsparcia określonego w Tarczy solidarnościowej. Gospodarstwa domowe mają wyższe o 1000 kWh limity zużycia energii po preferencyjnej cenie, a dodatkowo zyskały możliwość otrzymania jednorazowego upustu w wysokości 125 zł. Z kolei małe i średnie przedsiębiorstwa, odbiorcy wrażliwi i samorządy od 1 października płacą nową, niższą cenę za energię elektryczną” – dodaje Maciej Maciejowski. 

Obecnie funkcjonujące rozwiązania obniżające ceny energii dla gospodarstw domowych, małych i średnich przedsiębiorców, odbiorców wrażliwych, instytucji publicznych i samorządów obowiązują do końca roku.

Rząd zapowiada kontynuację działań osłonowych w 2024 roku. Szczegółowe rozwiązania mają być znane w czwartym kwartale. 

Szczegółowe informacje na temat działań osłonowych powstrzymujących wzrost cen energii dostępne są na www.liczysieenergia.pl - stronie kampanii edukacyjnej Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, której celem jest uświadomienie, jak racjonalnie korzystać z energii, a tym samym ograniczyć wysokość rachunków za prąd.

Lokalizacja: szkolenie on-line

Szczegóły: 

https://euro-con.pl/pl/energetyka/926-zasady-funkcjonowania-rynku-mocy-w-polsce  


Opis szkolenia:

Celem szkolenia jest zapoznanie uczestników z zasadami funkcjonowania rynku mocy. W trakcie szkolenia przedstawione zostaną założenia, przebieg i wymogi wynikające z aukcji mocy. Na szkoleniu uczestnicy poznają ideę wprowadzenia rynku mocy, dla kogo jest on dostępny i z jakimi zobowiązaniami wiąże się uczestnictwo w rynku mocy.

Skierowane jest ono do osób zainteresowanych tematyką rynku mocy, czy to jako potencjalny uczestnik rynku mocy, czy też jako obserwator tego segmentu.

PROGRAM

9.00-9.30 LOGOWANIE I REJESTRACJA UCZESTNIKÓW

9.30-10.15 Idea i przykłady rynku mocy

- Po co rynek mocy? (idea dwutowarowego rynku energii)
- Dla kogo rynek mocy? (zabezpieczenie podaży mocy i dla nowych inwestycji)
- Przykłady rynków mocy w Europie

10.15-11.15 Ustawa o rynku mocy

- Ustawa z 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy
- Rozporządzenie Ministra Energii z 18 lipca 2018 r. w sprawie wykonywania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz zawierania transakcji na rynku wtórnym
- Wyznaczanie parametrów do aukcji mocy
- Zabezpieczenia finansowe

11.15-11.30 Przerwa

11.30-12.15 Uczestnicy rynku mocy

- Kto organizuje aukcje rynku mocy (role OSP i URE w procesie)
- Kto może startować w aukcji mocy (DSR i jednostki wytwórcze)
- Jakie warunki należy spełnić aby uczestniczyć/wystartować w rynku mocy
- Rola Zarządcy rozliczeń

12.15-13.00 Aukcje mocy

- Certyfikacja ogólna
- Certyfikacja do aukcji
- Aukcja główna
- Aukcja dodatkowa
- Przebieg aukcji
- Wyłonienie zwycięzców i ich dalsze obowiązki

13.00-13.15 Przerwa

13.15-14.15 Obowiązek mocowy

- Okres przywołania na rynku mocy
- Wykonywanie obowiązków mocowych
- Wynagrodzenie z rynku mocy
- Kary za niewywiązanie się z obowiązku mocowego
- Rynek wtórny

14.15-14.45 Podsumowanie, możliwość zadawania pytań i indywidualnych konsultacji i zakończenie spotkania

KONTAKT I REJESTRACJA

EUROCON
Tel.: 22 631 22 81
Kom.: 503 123 570
Ten adres pocztowy jest chroniony przed spamowaniem. Aby go zobaczyć, konieczne jest włączenie w przeglądarce obsługi JavaScript.

Polityka klimatyczna Unii Europejskiej jednoznacznie wyznacza kierunki zmian polskiej energetyki. Dążenie do maksymalnego ograniczenia emisyjności wymaga zdecydowanej zmiany miksu energetycznego i zastępowania źródeł węglowych zeroemisyjnymi oraz „zielonymi”. Generacja energii w zielonych mikroźródłach od kilku lat przyrasta w ogromnym tempie. Znaczenie tego rodzaju rozproszonych źródeł wytwórczych w naszym kraju będzie coraz większe, właśnie w kontekście transformacji energetycznej i budowy nowej architektury rynku energii, w której pożądane jest wytwarzanie i zużywanie energii na poziomie lokalnym. A wobec zmian zachodzących na tym rynku wraz z rozwojem technologii należało wprowadzić zmiany do regulującej ten segment ustawy o OZE  – powiedział Rafał Gawin, Prezes URE.



Wsparcie dla zmodernizowanych instalacji OZE

Pomimo, że dotychczas obowiązujące przepisy ustawy OZE zawierały ramowe regulacje dotyczące wsparcia zmodernizowanych instalacji OZE, to wobec braku przepisów wykonawczych nie było możliwości ich skutecznego funkcjonowania. Ustawodawca podjął zatem decyzję o ich zmodyfikowaniu w taki sposób, aby wytwórcy mogli realnie skorzystać z tych rozwiązań.

Przepisy znowelizowanej ustawy OZE zawierają nową, rozszerzoną definicję modernizacji instalacji OZE, która przewiduje, że proces inwestycyjny może polegać zarówno na:

• odtworzeniu stanu pierwotnego lub zmianie parametrów użytkowych lub technicznych instalacji odnawialnego źródła energii, albo
• przekształceniu instalacji odnawialnego źródła energii w inny rodzaj instalacji odnawialnego źródła energii, z wyłączeniem przekształcenia w instalację spalania wielopaliwowego, albo
• przekształceniu jednostki wytwórczej niestanowiącej instalacji odnawialnego źródła energii w instalację OZE, z wyłączeniem przekształcenia w instalację spalania wielopaliwowego.

Ustawodawca przewidział objęcie instalacji zmodernizowanych wykorzystujących różne rodzaje biogazu, hydroenergię czy też biomasę systemem wsparcia FIT  (instalacje OZE o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej mniejszej niż 500 kW) i systemem wsparcia FIP (instalacje OZE o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 500 kW i nie większej niż 1 MW). 

Nowe przepisy umożliwią również udział zmodernizowanych instalacji OZE w aukcjach na sprzedaż energii elektrycznej wytworzonej ze źródeł OZE, przy czym dla wytwórców energii elektrycznej z instalacji zmodernizowanych nie przewidziano odrębnych aukcji. Mają oni uczestniczyć w aukcjach wspólnie z wytwórcami energii elektrycznej z nowych instalacji. Warunkiem uzyskania wsparcia jest w szczególności uzyskanie od Prezesa URE zaświadczenia w systemie FIT/FIP lub zaświadczenia o dopuszczeniu do udziału w aukcji. 

Okres wsparcia i jego poziom dla instalacji zmodernizowanych został uzależniony od wysokości  nakładów inwestycyjnych poniesionych na modernizację danej instalacji. Doprecyzowano również warunki uczestnictwa w tych systemach wsparcia. 

Co istotne, możliwość skorzystania z tych rozwiązań przez wytwórców została uzależniona od wydania pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w tych przepisach z rynkiem wewnętrznym albo uznania przez Komisję Europejską, że zmiany przepisów nie stanowią nowej pomocy publicznej. 



Wsparcie operacyjne - nowa forma pomocy dla instalacji OZE, które wykorzystały okres wsparcia 

Dla instalacji OZE, które korzystały już z mechanizmów przewidzianych przepisami ustawy OZE, a którym upłynął już okres wsparcia, ustawodawca przewidział możliwość uzyskania nowej pomocy operacyjnej.  

Dla instalacji o mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 1 MW,  wykorzystujących różne rodzaje biogazu, hydroenergię czy też biomasę, zaprojektowano system dopłat do ceny rynkowej (podobny do funkcjonującego obecnie mechanizmu FIP). Wsparcie operacyjne w tym systemie  jest przewidziane na maksymalnie 10 lat od daty pierwszego dnia sprzedaży energii elektrycznej, ale nie dłużej niż do 31 grudnia 2034 r. Z kolei dla instalacji o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 1 MW, wykorzystujących do wytwarzania energii elektrycznej różne rodzaje biogazu, hydroenergię oraz biomasę - z uwzględnieniem układów hybrydowych, jej współspalania w dedykowanych instalacjach spalania wielopaliwowego oraz instalacji termicznego przekształcania odpadów w wysokosprawnej kogeneracji - przewidziano możliwość przystąpienia do aukcji na wsparcie operacyjne. Zwycięzca będzie otrzymywał wsparcie przez rok od wygrania aukcji, po czym będzie uprawniony do ponownego przystąpienia do kolejnej. Maksymalny okres wsparcia również potrwa nie dłużej niż do 31 grudnia 2034 r. 

Systemy te są bardziej przyjazne dla wytwórców:, przykładowo nie przewidują konieczności składania oświadczeń dotyczących pomocy publicznej. Warto również podkreślić, że dla wsparcia operacyjnego przewidziano określenie  referencyjnych cen operacyjnych w oparciu o odrębne od dotychczasowego rozporządzenia wykonawcze do ustawy OZE. 

Możliwość skorzystania z tych przepisów przez wytwórców wymaga uzyskania odpowiedniego zaświadczenia od Prezesa URE albo potwierdzenia złożenia Prezesowi URE stosownej deklaracji oraz została uzależniona od wydania pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w tych przepisach z rynkiem wewnętrznym albo uznania przez Komisję Europejską, że zmiany przepisów nie stanowią nowej pomocy publicznej. 

Przepisy dotyczące tego systemu wejdą w życie 1 lipca 2025 r.  

Nowy rodzaju paliwa gazowego – biometan. System wsparcia dla wytwórców. 

Znowelizowane przepisy ustawy o OZE uwzględniają wskazaną przez ustawodawcę potrzebę stworzenia rynku biometanu, który będzie wprowadzany do sieci gazowych jak i wykorzystywany w transporcie. Pakiet wprowadzonych w tym zakresie regulacji zawiera definicję biometanu oraz przewiduje konieczność uzyskania przez wytwórców biogazu na potrzeby wytwarzania biometanu lub biometanu z biogazu, wpisu do nowoutworzonego rejestru działalności regulowanej prowadzonego przez Prezesa URE.

Wytwarzanie biometanu z biogazu rolniczego będzie z kolei wymagało wpisu do rejestru wytwórców wykonujących działalność gospodarczą w zakresie biogazu rolniczego prowadzonego przez Dyrektora Generalnego Krajowego Ośrodka Wsparcia Rolnictwa (KOWR). 

Dedykowany wytwórcom biometanu system wsparcia wykorzystuje model dopłaty do ceny rynkowej wzorowany na systemie FIP, a uzyskanie wsparcia wymaga otrzymania stosownego zaświadczenia od Prezesa URE. Okres wsparcia wynosi w tym systemie 20 lat od pierwszego dnia sprzedaży biometanu objętego systemem wsparcia, nie dłużej jednak niż do 30 czerwca 2048 r. 

Warto pamiętać, że znowelizowane przepisy ustawy – Prawo energetyczne przewidują preferencje dla przyłączania instalacji wytwarzających biometan do sieci gazowej. 



Energetyka obywatelska

Klastry energii

Analiza przepisów regulujących dotychczas funkcjonowanie w naszym kraju klastrów energii skłoniła ustawodawcę do podjęcia prac mających na celu usprawnienia działania tej formy energetyki lokalnej. W efekcie opracowane zostały regulacje obejmujące modyfikację definicji klastra energii, wzmacniając rolę jednostek samorządu terytorialnego (gmin, powiatów), a także określając obszar działania klastra, rolę koordynatora klastra oraz zakres i treść porozumienia o utworzeniu klastrów energii. Zmodyfikowano przy tym zasady współpracy klastrów z operatorami systemów energetycznych dystrybucyjnych oraz sprzedawcami energii. 

Istotnym elementem wprowadzonych zmian są przepisy ustanawiające realne wsparcie dla klastrów energii w postaci ulg w uiszczaniu opłat dystrybucyjnych, opłat związanych z systemami wsparcia OZE, wysokosprawnej kogeneracji oraz  efektywności energetycznej, które w założeniu mają  przyspieszyć rozwój klastrów. Warunkiem skorzystania z tych ulg jest uzyskanie wpisu do rejestru klastrów prowadzonego przez Prezesa URE oraz spełnienia minimalnych wymogów stawianych klastrowi energii co do zużycia energii z OZE, mocy zainstalowanej źródeł wytwórczych i magazynów energii oraz pokrycia zapotrzebowania na energię eteryczną własną produkcją. Możliwość skorzystania z tych przepisów została również uzależniona od wydania pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w tych przepisach z rynkiem wewnętrznym albo uznania przez Komisję Europejską, że zmiany przepisów nie stanowią nowej pomocy publicznej.

Spółdzielnie energetyczne.

Znowelizowane przepisy ustawy OZE zawierają również postanowienia mające na celu usprawnienie działalności spółdzielni energetycznych, które funkcjonują na podstawie wpisu do rejestru prowadzonego przez Dyrektora Generalnego KOWR. Znowelizowane zostały w szczególności regulacje dotyczące: 

• definicji spółdzielni energetycznej i członka spółdzielni energetycznej, 
• obszaru działania spółdzielni, 
• ulg przysługujących spółdzielni energetycznej, 
• obowiązków operatorów systemów dystrybucyjnych oraz sprzedawców energii względem spółdzielni. 

Jednocześnie znowelizowane przepisy ustawy – Prawo energetyczne przewidują preferencje dla przyłączania spółdzielni energetycznej do sieci elektroenergetycznej. 



Gwarancje pochodzenia także dla biometanu, ciepła, chłodu, wodoru odnawialnego i biogazu.  

Implementacja postanowień Dyrektywy RED II to między innymi w modyfikacja przepisów z obszaru gwarancji pochodzenia. Rozszerzony został katalog gwarancji pochodzenia wydawanych przez Prezesa URE o gwarancje wydawane dla biometanu, ciepła albo chłodu, wodoru odnawialnego, biogazu, biogazu rolniczego. 

Ustawa o OZE daje również Prezesowi URE, jako organowi wydającemu gwarancje pochodzenia w Polsce, możliwość przystąpienia do stowarzyszenia Association of Issuing Bodies (AIB), które zrzesza podmioty wydające gwarancje pochodzenia. W konsekwencji przystąpienia Prezesa URE do AiB nastąpi synchronizacja polskiego rejestru z HUB-em prowadzonym przez AIB oraz standardem European Energy Certificate System (EECS). Udział Prezesa URE w AIB, obok kwestii czysto formalnych, dających możliwość wymiany gwarancji pochodzenia w ujęciu międzynarodowym, dla niektórych potencjalnych inwestorów zagranicznych może stanowić także czynnik decydujący o atrakcyjności inwestycji w Polsce. 

Wprowadzono również nowe zadania dla podmiotu prowadzącego rejestr gwarancji pochodzenia (obecnie jest to Towarowa Giełda Energii) dotyczące opracowania i publikacji na swojej stronie internetowej informacji o tzw. rocznym miksie energii resztkowej. 



Współdzielenie infrastruktury przyłączeniowej – cable pooling

Na jednym z ostatnich etapów prac nad ustawą uregulowano możliwość współdzielenia infrastruktury przyłączeniowej (tzw. cable pooling). Polega ono na wykorzystaniu zabezpieczonych zdolności przesyłu energii, np. dla powstałej wcześniej elektrowni wiatrowej, do uruchomienia w tej samej lokalizacji (na tym samym przyłączu) elektrowni fotowoltaicznej. Co istotne, nowa infrastruktura może należeć do tego samego lub różnych inwestorów. W tej sytuacji obie inwestycje współdzielą infrastrukturę energetyczną, a ich działanie jest bardziej zrównoważone pod względem profilu wytwarzania. Nowelizacja przewiduje współdzielenie infrastruktury przyłączeniowej przez beneficjentów aukcyjnego systemu wsparcia oraz systemów FIT/FIP, z zastrzeżeniem, że wytwórca energii elektrycznej w instalacji planowanej do przyłączenia nie korzysta ani nie będzie korzystał z żadnego mechanizmu wspierającego wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych przewidzianych ustawą OZE.

Cable pooling przede wszystkim pozwoli na bardziej efektywne wykorzystywanie już istniejących mocy przyłączeniowych. Umożliwi bowiem wykorzystanie np. energii ze słońca i wiatru na jednym przyłączu z siecią. Źródła odnawialne mogą się świetnie uzupełniać w profilu wytwarzania. Warunkiem jest jednak wypracowanie indywidulanego modelu współpracy między właścicielami danych źródeł energii. Liczymy, że to rozwiązanie pozwoli również na zmniejszenie liczby sporów o odmowy przyłączenia do sieci. W mojej ocenie przełoży się też na bardziej efektywne wykorzystanie już istniejących przyłączy, a to oznacza bardziej efektywne wykorzystanie mocy OZE. Oczywiście, jak każde nowe rozwiązanie, będzie ono wymagało czasu na pełne wdrożenie i wypracowanie przez inwestorów najlepszych modeli współpracy, np. w zakresie podziału kosztów – zauważa Rafał Gawin, Prezes URE. 

Inne zmiany, jakie wprowadza nowelizacja ustawy o OZE, to m.in.: 

• zmiana definicji hybrydowej instalacji OZE;
• modyfikacja systemu wsparcia ciepła wytwarzanego w instalacjach OZE; 
• rozszerzenie zakresu kontroli przeprowadzanych przez Prezesa URE na podstawie ustawy OZE; 
• rozszerzenie zakresu obowiązków sprawozdawczych względem Prezesa URE; 
• monitorowanie umów typu PPA (Power Purchase Agreement);
• modyfikacja przepisów dotyczących nakładania przez Prezesa URE kar pieniężnych - rozszerzenie katalogu przepisów sankcyjnych;
• ustanowienie Krajowego Punktu Kontaktowego ds. OZE, który będzie prowadzony przez ministra właściwe ds. klimatu.