energia.edu.pl

  • energia.edu.plenergia.edu.pl
  • O portalu
    • O autorach
    • Polityka Cookies
  • Energetyka
    • Gaz
    • Elektroenergetyka
    • OZE
    • Ciepłownictwo
    • Atom
  • Klimat
  • Samorządy
  • Kontakt
  • Search

grupy taryfowe

Nowe rozporządzenie taryfowe

2020-03-02Aktualności, Ciepłownictwo, Elektroenergetyka, Energetykaceny i stawki opłat, grupy taryfowe, nielegalny pobór ciepła, opłaty za nielegalny pobór ciepła, PMC, rozporządzenie taryfowe, wskaźnik referencyjnyMożliwość komentowania Nowe rozporządzenie taryfowe została wyłączona

Na portalu RCL opublikowano projekt rozporządzenia w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło. Projekt rozporządzenia stanowi wykonanie delegacji zawartej w art. 45 ust 5 i 6 PE. Konieczność wydania projektowanego rozporządzenia, poprzedzonego rozporządzeniem Ministra Energii z dnia 22 września 2017 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło (Dz. U. z 2018 r. poz. 1988), wynika z art. 107 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji („Ustawa CHP”).

Uwagi w ramach konsultacji publicznych projektu można zgłaszać do 6 marca 2020 r.

I. Cel wprowadzenia nowej regulacji:

Głównym celem, dla którego przygotowane zostało nowe rozporządzenie, jest potrzeba dostosowania metody kosztowej kształtowania taryfy na wytwarzanie ciepła w jednostkach kogeneracji do kształtu nowego mechanizmu wsparcia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.

W treści niniejszego rozporządzenia zaproponowano wprowadzenie zmian, które uelastyczniłyby proces zmiany taryfy w sytuacji zmian czynników zewnętrznych, takich jak: wzrost cen uprawnień do emisji gazów cieplarnianych, cen paliw czy energii elektrycznej, w szczególności w odniesieniu do jednostek kogeneracji, które stosują metodę benchamrkową, gdzie zasadniczo wszelkie impulsy, które wynikają ze zmian otoczenia rynkowego są przenoszone z opóźnieniem. W projekcie przewidziano również mechanizm umożliwiający pokrycie poniesionych już kosztów zakupu uprawnień do emisji gazów cieplarnianych w roku 2018, które nie zostały dotychczas pokryte w taryfie, co istotnie wpływa na kondycję przedsiębiorstw ciepłowniczych.

II. Zakres rozporządzenia:

W treści rozporządzenia zawarto:

  • kryteria podziału odbiorców na grupy taryfowe;
  • szczegółowe zasady ustalania opłat za przyłączenie do sieci, w tym sposób kalkulowania stawek opłat za przyłączenie;
  • rodzaje cen i stawek opłat dla każdej koncesjonowanej działalności gospodarczej oraz sposób ich kalkulowania;
  • uproszczony sposób kalkulacji cen i stawek dla ciepła wytwarzanego w jednostkach kogeneracji z zastosowaniem wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f ustawy Prawo energetyczne;
  • sposób ustalania wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 46 ust. 6 pkt 4 ustawy Prawo energetyczne;
  • sposób uwzględniania w taryfach poprawy efektywności i zmiany warunków wykonywanej działalności przez przedsiębiorstwa energetyczne;
  • sposób prowadzenia rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi;
  • sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych nośnika ciepła i standardów jakościowych obsługi odbiorców;
  • sposób ustalania opłat za nielegalny pobór ciepła.

III. Zestawienie zmian w stosunku do rozporządzenia taryfowego, które obowiązuje obecnie:

§ 14
– w celu dostosowania treści rozporządzenia do przepisów Ustawy CHP w zakresie uwzględnienia w metodzie kosztowej dla jednostek kogeneracji przychodów z tyt. udziału w mechanizmie wsparcia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, dokonano modyfikacji § 14 poprzez usunięcie we wzorze na planowany uzasadniony przychód ze sprzedaży ciepła symbol „PMC”, co wiąże się z wygaśnięciem systemu świadectw pochodzenia z kogeneracji;

§ 28
– wprowadzona zostanie dla źródeł ciepła (z wyłączeniem jednostek kogeneracji taryfowanych w oparciu o metodę benchmarkową) możliwość zmiany taryfy, w przypadku istotnej, nieprzewidzianej zmiany warunków wykonywania działalności gospodarczej przez przedsiębiorstwo energetyczne, w oparciu o współczynniki korygujące, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 3 lit. a) PE przy odpowiednim zastosowaniu trybu określonego w art. 47 ust. 2b PE .

Proponowana zmiana ma docelowo umożliwić Prezesowi URE zastosowanie istniejącego obecnie rozwiązania, o którym mowa w art. 47 ust. 2b PE, polegającego na możliwości ustalania współczynników korekcyjnych odzwierciedlających zmiany rynkowe zarówno „w dół” jak i „w górę”. Zastosowanie tego trybu skróci procedurę zatwierdzania taryf oraz zapobiegnie konieczności weryfikacji wszystkich kosztów uzasadnionych.

Ponadto, do treści § 28 projektowanego rozporządzenia dodano dodatkowo ust. 3, zgodnie z którym taryfa uproszczona, o której mowa w § 13 ust. 10 tego projektu, obowiązywać będzie przez okres jednego roku.

§ 41
– w granicach ust. 1 niniejszego przepisu, dokonano zmiany definicji Nz  na moc zamówioną cieplną dla obiektów zasilanych z danego węzła cieplnego [w MW] ze względu na trudności z wyznaczeniem obliczeniowego natężenia przepływu wody w danym przyłączu do węzła cieplnego w odniesieniu do nowych budynków, który powstał po zmianie definicji w obecnie obowiązującym rozporządzeniu taryfowym dla ciepła.

§47
– zmianami objęto również przepisy przejściowe. W treści § 47 zaprojektowano mechanizm, który umożliwia jednorazowe pokrycie poniesionych kosztów uprawnień do emisji gazów cieplarnianych, które nie zostały przeniesione w średniej cenie sprzedaży ciepła publikowanej przez Prezesa URE w okresie dynamicznego wzrostu cen uprawnień do emisji gazów cieplarnianych (w roku 2018), stanowiącej podstawę do kalkulacji taryfy, które będą stosowane w latach 2019 i 2020 przez jednostki kogeneracji w ramach metody benchmarkowej.

Biorąc pod uwagę zróżnicowanie w poziomie emisyjności oraz w przydziale bezpłatnych uprawnień do emisji gazów cieplarnianych, o których mowa w art. 10a dyrektywy ETS, koszty te wyniosły:

  • w odniesieniu do jednostek kogeneracji opalanych paliwami węglowymi – 1,36 zł/GJ,
  • dla jednostek kogeneracji opalanych paliwami gazowymi – 0,78 zł/GJ,
  • dla pozostałych paliw – 0 zł/GJ.

Rozwiązanie zakłada, że w celu przeniesienia całości kosztu zakupu uprawnień do emisji gazów cieplarnianych, cena ciepła, o której mowa w § 13 ust. 1 rozporządzenia (podobnie jak w § 13 ust. 6) zostanie jednorazowo, w taryfie zatwierdzonej w okresie jednego roku od wejścia w życie rozporządzenia, powiększona o ww. koszty jednostkowe. Dotyczyć będzie to jednostek kogeneracji, które biorą udział w systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz które zostały oddane do użytku nie później niż w dniu 31 grudnia 2017 r. Rozwiązanie to będzie miało charakter tymczasowy i będzie obejmować korektę kosztu już poniesionego, nieprzeniesionego w średnich cenach sprzedaży ciepła publikowanych przez Prezesa URE dla poszczególnych rodzajów paliw.

autor: Joanna Nowak, Kamil Iwicki, Wawrzynowicz i Wspólnicy Sp.k.

Kolejny raport Prezesa URE dotyczący działalności w sektorze energetyki z propozycją zmian w obszarze energetyki

2019-08-20Aktualności, Energetykaenergetyka, energia elektryczna, gaz zaazotowany, grupy taryfowe, informacje o zamierzeniach inwestycyjnych, operator systemu dystrybucyjnego, operator systemu magazynowania, OSD, OSP, paliwa gazowe, Prezes URE, prosumenci, Raport URE, sankcje karne, sektor energetyczny, URE, ustawa o OZE, wytwarzanie energii, zmiany legislacyjneMożliwość komentowania Kolejny raport Prezesa URE dotyczący działalności w sektorze energetyki z propozycją zmian w obszarze energetyki została wyłączona

Już po raz piąty na stronie URE opublikowano raport obejmujący tematykę sektora energetyki (dalej: Raport). Najnowsze wydanie zawiera w szczególności informacje o warunkach gospodarowania w zakresie działalności w dziedzinie energii elektrycznej i paliw gazowych oraz  ocenę planów rozwoju OSP i OSD w odniesieniu do przyszłego bezpieczeństwa zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną i paliwa gazowe. W Raporcie ponadto zasygnalizowano potrzebę wprowadzenia istotnych zmian w przepisach obejmujących sektor energetyki.

Dokument został podzielony na 3 części.

Pierwsza część zawiera informacje dotyczące gromadzenia i przekazywania do Komisji Europejskiej informacji o projektach inwestycyjnych firm krajowych sektora energetyki oraz monitorowania funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i gazowego.

W części drugiej, dokonano oceny warunków podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej i paliw gazowych.

Trzecia część stanowi natomiast zestawienie propozycji zmian legislacyjnych. W Raporcie zasygnalizowano bowiem potrzebę wprowadzenia zmian legislacyjnych, które objęłyby poszczególne gałęzie sektora energetycznego.

Postulowane zmiany dotyczą m. in. usunięcia kompetencji Prezesa URE do badania planów inwestycyjnych wytwórców energii elektrycznej, o których mowa w art. 16 ust. 20 i 21 Ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawa energetycznego (Dz. U. z 2019 r. poz. 755 t.j., dalej: Prawo energetyczne, PE). Obecnie, Prezes URE przy realizacji zadań w zakresie monitorowania bezpieczeństwa dostarczania energii elektrycznej, co dwa lata przeprowadza badanie planów inwestycyjnych wytwórców energii elektrycznej, którzy wypełniają obowiązek sporządzania i przedkładania 15-letnich prognoz, zgodnie z dyspozycją art. 16 Prawa energetycznego.

URE trafnie dostrzegł, że faktycznie obowiązek składania informacji o zamierzeniach inwestycyjnych składa Prezesowi URE jedynie 5% koncesjonowanych przedsiębiorstw energetycznych w obszarze wytwarzania energii elektrycznej, co w konsekwencji daje jedynie częściową wiedzę o sytuacji na rynku energetycznym. Tym samym, dokonywana analiza danych i informacji, jak również wnioski końcowe są opierane na informacjach, które nie dają pełnego obrazu rzeczywistości i mogą prowadzić do istotnych rozbieżności wobec stanu faktycznego i potrzeb inwestycyjnych w sektorze energii elektrycznej.

Postulowane zmiany obejmują również przepisy dotyczące rozliczania prosumentów i dotyczą zasadniczo dwóch obszarów.

Pierwszy obszar zmian obejmuje zasady rozliczeń prosumentów korzystających z instalacji trójfazowej. W Raporcie zasygnalizowano, że obecnie przedsiębiorstwa energetyczne stosują różne rozwiązania układowe, które doprowadzają finalnie do odmiennych efektów finansowych i rodzą liczne skargi ze strony prosumentów.

Drugi obszar proponowanych zmian obejmuje zasady rozliczania prosumentów, którzy korzystają z wielostrefowych grup taryfowych, w szczególności G12. Podobnie jak w pierwszym przypadku, powodem niezadowolenia prosumentów jest różnorodność w zakresie sposobu rozliczeń przez przedsiębiorstwa energetyczne, w szczególności w zakresie sposobu pomiaru i bilansowania energii wytwarzanej i pobieranej z sieci.

Kolejnym punktem objętym propozycją zmian URE jest krajowy plan ograniczeń. Zdaniem Prezesa URE, krajowy plan ograniczeń powinien zostać doprecyzowany i usystematyzowany. W szczególności dostrzegalna jest potrzeba doprecyzowania definicji, ustalenia wartości mocy bezpiecznej oraz terminów realizacji. Zmiany powinny również objąć kwestie odpowiedzialności za poszczególne czynności. W Raporcie zasygnalizowano również potrzebę zmian w przepisach rozporządzenia w sprawie szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaży paliw stałych oraz w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej lub ciepła z uwagi na liczne luki i niespójności w obecnie obowiązujących przepisach.

Prezes URE sygnalizuje również konieczność zmiany przepisów dotyczących niezastosowania się odbiorców do ograniczeń, które nakładają na nich przepisy Prawa energetycznego. Zgodnie z brzmieniem art. 56 ust. 1 pkt 3a PE, na odbiorców, którzy nie dostosowali się do wprowadzonych ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, wprowadzonych przez PSE S. A. nakładane są kary pieniężne. Celem potencjalnych zmian jest uniknięcie dodatkowego ryzyka związanego z niestosowanie się odbiorców do ograniczeń, na wypadek ich wprowadzenia w przyszłości, z uwagi na liczne rozbieżności w judykaturze.

Propozycja zmian obejmuje również sektor gazownictwa, gdzie – zgodnie z opinią Prezesa URE wyrażoną w Raporcie – powinno się dążyć do stworzenia płynnego rynku w obszarze bilansowania gazu zaazotowanego, odnośnie które powinien zostać wprowadzony obowiązek sprzedaży na giełdzie towarowej. URE zwraca uwagę również na potrzebę wprowadzenia przepisów, które przyznawałyby Prezesowi URE kompetencję do zatwierdzania instrukcji i regulaminów dla operatora systemu magazynowania i operatora systemu skraplania paliw gazowych. W Raporcie podkreślono, iż wprowadzenie ww. obowiązku umożliwi wpływanie na realizację ze strony operatorów zasady niedyskryminacyjnego dostępu stron trzecich, zasad przyłączania do instrukcji oraz zarządzania ograniczeniami systemowymi. Co istotne, obowiązki te ułatwią proces monitorowania przez organy URE wypełniania przez poszczególnych operatorów obowiązków, które wynikają z przepisów rozporządzenia PE i Rady (UE) nr 715/2009z 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1775/2005 (Dz. U. UE L 2009.211.36 z późn. zm.).

Konieczność zmian URE dostrzega również w zakresie sankcji karnych w obszarze gazownictwa, a dokładniej w zakresie odpowiedzialności za naruszenie rozporządzeń regulujących funkcjonowanie runku gazu ziemnego.

Propozycje zmian obejmują również przepisy dotyczące operatorów systemów gazowych – OSP i OSD, a dokładniej procedury ich wyznaczania. Zasygnalizowano potrzebę ułatwienia uzyskania statusu OSP bądź OSD w przypadku uzyskania odpowiedniej koncesji. Obecnie, procedura uzyskania statusu jednego z ww. podmiotów przebiega dwuetapowo – konieczne jest uzyskanie odrębnej decyzji administracyjnej w zakresie samej koncesji oraz w zakresie statusu operatora systemu. W celu zoptymalizowania procedury administracyjnej, zaproponowano połączenie dwóch ww. czynności i wprowadzenie możliwości uzyskania pełnych uprawnień do świadczenia usług dystrybucji lub przesyłu w ramach jednego postępowania kończącego się wydaniem jednej decyzji administracyjnej. Powyższe jest zasadne ze względu na fakt, iż już uzyskanie określonej koncesji powinno być warunkowane również spełnieniem przez wnioskodawcę kryteriów, które umożliwiałyby wyznaczenie go jako operatora dane systemu gazowego.

Raport zawiera również informację o potrzebnie wprowadzenia zmian Prawa energetycznego w zakresie obowiązków poszczególnych operatorów obszaru gazownictwa. Wskazuje się, że obecne uregulowanie obowiązków operatorów na gruncie jednego przepisu (art. 9c PE) jest niewystarczające i niepraktyczne. Prezes URE postuluje również rozszerzyć obowiązki operatorów gazowych o te, które na gruncie art. 9c ust. 3 pkt 9a lit. f) PE dotyczą operatorów elektroenergetycznych w zakresie publikacji na stronie internetowej oraz udostępniania do publicznego wglądu w siedzibach listy sprzedawców, informacji o sprzedawcy z urzędu działającego na terenie danego OSD oraz wzorców umów zawieranych z użytkownikami systemu.

Regulator postuluje ponownie o dokonanie zmian w zakresie przepisów ustawy o odnawialnych źródłach energii. Zaproponowano dokonanie wyraźnego rozdzielenia zasad dotyczących przyłączania odbiorców od zasad dotyczących przyłączania jednostek wytwórczych, w tym również OZE do sieci.

W szczególności, zasygnalizowano potrzebę zmiany art. 7 ust. 5 Ustawy o OZE, który określa publicznoprawny obowiązek finansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej realizacji i finansowania budowy i rozbudowy sieci, w tym na potrzeby przyłączania podmiotów ubiegających się o przyłączenie, m. in. na warunkach i zasadach określonych w założenia i planach gminnych. Zmiany w szczególności powinny wprowadzić odesłanie od niniejszego przepisu do art. 16 PE oraz zapewnić jednoznaczną interpretację art. 7 ust. 5 Ustawy o OZE przez wskazanie, że publicznoprawny obowiązek finansowania, o którym mowa w niniejszym przepisie dotyczyłby tych inwestycji, które zostały umieszczone w planach zaopatrzenia, o których mowa w art. 20 PE.

Poza zmianami stricte w obszarze gazownictwa i elektroenergetyki, w Raporcie podkreślono również konieczność ujednolicenia przepisów w obszarze energetyki oraz doprecyzowania, szczególnie w zakresie regulacji koncesjonowania, przepisów o zabezpieczeniach majątkowych (art. 38 PE), przepisów karnych oraz wprowadzenia z mocy prawa wygaśnięcia koncesji w przypadku niepodjęcia albo zaprzestania działalności w obszarze nią objętym. Zasygnalizowano również potrzebę wprowadzenia zapisów, które przeciwdziałałyby nieuczciwym praktykom sprzedawców podczas sprzedaży bezpośredniej w gospodarstwach domowych.

Rozbudowana analiza zmian, które proponuje URE wynika z wieloletniej praktyki i obserwacji rynku energetycznego. Ma ona w szczególności charakter sygnalizacyjny wobec obecnie obowiązujących przepisów, których stosowanie przysparza przedsiębiorstwom energetycznym wielu problemów z uwagi na ich nieprecyzyjność i brak uregulowań istotnych obszarów w zakresie elektroenergetyki, gazownictwa i innych.

Autor: Joanna Nowak, Wawrzynowicz i Wspólnicy sp.k.

Odwiedź też:

prawo-naprawcze
Restrukturyzacja

Portal tworzony przez:

Tagi

dekarbonizacja efektywność energetyczna elektromobilność energetyka energia elektryczna europejski zielony ład gaz ziemny KE Komisja Europejska neutralność klimatyczna nowelizacja odbiorca końcowy oze pep2040 prawo energetyczne the european green deal transformacja energetyczna Unia Europejska URE wodór
W ramach naszej witryny stosujemy pliki cookies w celu świadczenia Państwu usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Państwa urządzeniu końcowym. Możecie Państwo dokonać w każdym czasie zmiany ustawień dotyczących cookies. Akceptuję Czytaj politykę cookies
Polityka Cookies
Necessary Always Enabled