URE

Opłata mocowa – kto i ile zapłaci za pobór energii elektrycznej

Aktualności, Energetyka, Orzecznictwo, , , , Możliwość komentowania Opłata mocowa – kto i ile zapłaci za pobór energii elektrycznej została wyłączona

Opłata mocowa to nowa opłata, która już od 1 stycznia 2021 r. będzie pobierana od odbiorców energii elektrycznej. W przypadku odbiorców przemysłowych, których działalność jest energochłonna, może stanowić poważne obciążenie finansowe. Dodatkową trudnością jest również brak wiedzy co do możliwości zastosowania rekompensat dla tych odbiorców w związku z tym, że Komisja Europejska wciąż nie zatwierdziła tego mechanizmu wsparcia.

Środki pochodzące z opłaty mocowej będą przeznaczone na finansowanie rynku mocy, którego celem jest zapewnienie średnioterminowego i długoterminowego bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych. Organizację rynku mocy oraz sposób obliczania i poboru opłaty mocowej określa ustawa z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2020 r. poz. 247 t.j. ze zm.; dalej: „Ustawa o rynku mocy”).

Obliczenie i pobór opłaty mocowej

Aktualnie termin rozpoczęcia poboru opłaty mocowej to 1 stycznia 2021 r. Został przesunięty zgodnie z art. 7 ustawy z dnia 14 sierpnia 2020 r. o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2020 poz. 1565) z dnia 30 października 2020 r.

Opłata mocowa będzie ujęta w taryfie za usługi przesyłania lub dystrybucji i pobierana będzie od odbiorców końcowych przez operatora systemu przesyłowego, jeśli są oni przyłączeni bezpośrednio do sieci przesyłowej, albo przez operatora systemu dystrybucyjnego.

Ustawa o rynku mocy dzieli odbiorców końcowych zobowiązanych do ponoszenia opłaty mocowej na dwie kategorie: pobierających energię elektryczną w gospodarstwie domowym oraz pozostałych. Dla obu kategorii odbiorców wyznaczony został inny sposób obliczenia wysokości opłaty mocowej.

W przypadku odbiorców końcowych innych niż pobierający energię w gospodarstwach domowych, należną opłatę mocową oblicza się jako iloczyn stawki opłaty mocowej dla danej grupy odbiorców oraz ilości energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby. Zarówno stawki opłaty mocowej, jak i wybrane godziny doby przypadające na godziny szczytowego zapotrzebowania na moc w systemie, czyli godziny, w których opłata mocowa będzie pobierana, wyznaczone odrębnie dla kwartałów roku dostaw, publikowane będą co roku przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.

Zgodnie z Informacją Prezesa URE Nr 58/2020 z 19 listopada 2020 r., wybranymi godzinami doby dla każdego z czterech kwartałów roku dostaw 2021 – na potrzeby obliczania opłaty mocowej jest piętnaście kolejnych godzin każdej doby przypadającej na dzień roboczy (dni od poniedziałku do piątku z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy), przy czym pierwsza z tych godzin, każdego dnia rozpoczyna się o 7.00, a piętnasta – o 21.00.

W opublikowanej 30 listopada 2020 r. Informacji Prezesa URE nr 63/2020 określono, że stawki opłaty mocowej dla odbiorców w gospodarstwie domowym wynosić będą od 1,87 zł do 10,46 zł miesięcznie, zależnie od rocznego zużycia energii elektrycznej przez to gospodarstwo. Dla pozostałych odbiorców końcowych stawka ta wyniesie 0,0762/kWh.

Ulga w wysokości opłaty mocowej dla odbiorcy przemysłowego

Zgodnie z art. 70 ust. 3 Ustawy o rynku mocy, opłata mocowa dla odbiorców przemysłowych ulec ma zmniejszeniu w zależności od współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej przez tego odbiorcę. Podstawą do obliczenia opłaty mocowej pobieranej od odbiorcy przemysłowego, który spełnia warunki przyznania ulgi, i dla którego wartość współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej wyniosła:

  • nie mniej niż 3% i nie więcej niż 20% – jest 80%,
  • więcej niż 20% i nie więcej niż 40% – jest 60%,
  • więcej niż 40% – jest 15%

– ilości energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez tego odbiorcę w wybranych godzinach doby.

Odbiorca w celu skorzystania z ulgi, spełnić musi szereg kryteriów. W szczególności musi on posiadać status odbiorcy przemysłowego, to znaczy spełnić łącznie trzy warunki wynikające z art. 71 ust. 1 Ustawy o rynku mocy:

  • przeważającą działalnością tego odbiorcy końcowego musi być działalność określona wskazanymi w przywołanym przepisie kodami PKD,
  • wartość współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej dla tego odbiorcy końcowego wynosić musi nie mniej niż 3%,
  • w roku kalendarzowym poprzedzającym rok, za który pobierana jest opłata mocowa, odbiorca ten zużył nie mniej niż 100 GWh energii elektrycznej.

Należy jednak zauważyć, że ulga ta nie znajdzie zastosowania do dnia wydania przez Komisję Europejską decyzji o zgodności udzielanej w ten sposób pomocy publicznej z rynkiem wewnętrznym albo decyzji stwierdzającej, że środek ten nie stanowi pomocy publicznej (art. 104 Ustawy o rynku mocy). Mechanizm pomocy publicznej został notyfikowany Komisji Europejskiej w czerwcu 2018 r., zaś w kwietniu 2019 r. wszczęła ona w tej sprawie postępowanie (SA.51502 Reductions from a capacity mechanism levy for EIUs in Poland). Nie została jednak wydana jak dotąd w tej sprawa żadna decyzja, a jednocześnie Komisja skierowała do Polski list, w którym wyraziła wątpliwości w zakresie zgodności opisywanych ulg z prawem URE. 

Warunek skorzystania z ulgi

W celu skorzystania z ulgi w opłacie mocowej, wynikającej z art. 70 ust. 3 Ustawy o rynku mocy, należy złożyć Prezesowi URE w terminie do dnia 30 listopada każdego roku oświadczenie potwierdzające spełnienie kryteriów kwalifikacji jako odbiorcy przemysłowego.

Przesunięcie terminu poboru opłaty mocowej

Obecnie w Sejmie procedowany jest poselski projekt ustawy o zmianie ustawy o rynku mocy (druk nr 748), którego celem jest przesunięcie terminu rozpoczęcia poboru opłaty mocowej na dzień 1.01.2022 r.

Autor: Adam Wawrzynowicz, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Zmiana definicji małej instalacji OZE jako czynnik mający wesprzeć rozwój inwestycji w odnawialne źródła energii

Aktualności, Energetyka, OZE, , , , , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Zmiana definicji małej instalacji OZE jako czynnik mający wesprzeć rozwój inwestycji w odnawialne źródła energii została wyłączona

Trwają prace nad projektem nowelizacji [1] ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii. Zaproponowane zmiany stanowią próbę odpowiedzi na oczekiwania branży oraz zobowiązania wynikające z prawa unijnego.

Jedna z najistotniejszych kwestii dotyczy nowego brzmienia definicji małej instalacji OZE [2] . Zmiana dotyczy podniesienia górnego progu łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej z 0,5 MW do 1 MW oraz mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu z 0,9 MW do 3 MW instalacji, co bezpośrednio wpływa na ograniczenie obowiązku koncesyjnego dla istotnej części podmiotów rynku. Nowelizacja potwierdza również dotychczasową praktykę dotyczącą sposobu określania łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej instalacji OZE.

Zaproponowane zmiany odnoszą się ponadto do wydłużenia terminów określonych w Ustawie z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii („Ustawa OZE”). Zgodnie z założeniami, do dnia 30 czerwca 2045 roku ma zostać wydłużony maksymalny okres:

  1. obowiązywania mechanizmu rozliczeń „opustu” w ramach systemu prosumenckiego;
  2. obowiązku zakupu niewykorzystanej energii elektrycznej przez mikroinstalacje OZE działające poza systemem prosumenckim;
  3. obowiązku zakupu niewykorzystanej energii elektrycznej po stałej cenie albo prawa do dopłaty do ceny rynkowej energii elektrycznej w ramach systemów FIT oraz FIP;
  4. obowiązku zakupu energii elektrycznej po stałej cenie albo prawa do dopłaty do ceny rynkowej energii elektrycznej w ramach systemu aukcyjnego (Postulat przedłużenia systemu aukcyjnego jest argumentowany ciągłością korzystania ze sprawdzonego i znanego interesariuszom rozwiązania).

Jak wynika z załącznika do Dyrektywy 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych („Dyrektywa OZE”), określającego krajowe cele ogólne w zakresie udziału energii z OZE w końcowym zużyciu energii brutto w  2020 r., Polska została zobowiązana do osiągnięcia w miksie energetycznym krajowego celu na poziomie 15 %. Zdaniem ekspertów realizacja powyższego planu nie jest możliwa, nawet po uwzględnieniu inwestycji zrealizowanych w ramach systemu aukcyjnego w latach 2018 – 2020.[1] Co prawda sama Dyrektywa OZE nie nakłada sankcji za niezrealizowanie jej założeń, jednak niespełnienie wyznaczonego celu może rodzić dla kraju negatywne skutki finansowe, w tym wynikające z konieczności dokonania transferu statystycznego , którego koszt został oszacowany przez Najwyższą Izbę Kontroli w granicach 8 mld zł.[2]

Celem zminimalizowania potencjalnych negatywnych skutków niewypełnienia unijnych założeń przez Polskę oraz w odpowiedzi na apel podmiotów działających w branży energetycznej, zaproponowano zmianę treści ustawy OZE. Zgodnie z prezentowanymi propozycjami podmiotów z branży energetycznej, pilna potrzeba reform dotyczy przede wszystkim obniżenia progu koncesyjnego dla małych instalacji OZE poprzez rezygnację z obowiązku uzyskania koncesji przez wszystkie OZE o mocy do 1 a nawet 50 MW. Zgodnie ze stanowiskiem prezentowanym w branży, wymóg koncesji w przypadku urządzeń o mocy większej niż 0,5 MW nie odpowiada definicji działalności koncesjonowanej. Zdaniem ekspertów, zważywszy na istotę takowej działalności jako mającej szczególne znaczenie dla bezpieczeństwa państwa lub obywateli albo ważny interes publiczny, obowiązek koncesyjny obejmujący wytwarzanie energii z instalacji o mocy w granicach 500 kW – 1 MW, wydaje się całkowicie nieuzasadniony, szczególnie uwzględniając produktywność instalacji tego rodzaju, która zazwyczaj nie przekracza 1100 MWh rocznie.[3]

Aktualny stan prawny zdaje się nie odpowiadać także ustawodawstwu unijnemu w przedmiotowym zakresie. W treści Dyrektywy 2018/2001 w sprawie promowania stosowania energii z odnawialnych źródeł energii („Dyrektywa RED II”) wskazano bowiem, że państwa członkowskie powinny podjąć właściwe kroki, aby zapewnić obiektywność, przejrzystość i proporcjonalność przepisów dotyczących wydawania koncesji, a charakter poszczególnych technologii OZE powinien być w pełni uwzględniony w przepisach.[4]

Zgodnie z założeniami, projektowane zmiany mają ograniczyć obowiązki koncesyjne dla przedsiębiorców, którzy wykonują działalność gospodarczą w zakresie instalacji OZE. Jedną z kluczowych zmian jest modyfikacja definicji „małej instalacji OZE” poprzez podniesienie górnego progu łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej z 50 kW do 1 MW oraz mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu z 0,9 MW do 3 MW instalacji, w której łączna moc zainstalowana elektryczna jest większa niż 50 kW i nie większa niż 1 MW. Zmiana ta ma bezpośrednio wpłynąć na ograniczenie obowiązku koncesyjnego dla istotnej części podmiotów rynku energii, bowiem wytwarzanie energii elektrycznej z małej instalacji nie podlega obowiązkowi uzyskania koncesji.

Przyjęcie projektu ustawy może przynieść dodatni skutek również ze względu na  spodziewane usprawnienie procedur administracyjnych, co miałoby być szczególnie korzystne dla podmiotów korzystających z systemu aukcyjnego. Zyskać mógłby przede wszystkim sektor fotowoltaiczny. Zgodnie z szacunkami Instytutu Energii Odnawialnej, w związku z przeprowadzonymi dotychczas aukcjami w koszyku wiatrowo-fotowoltaicznym, ilość projektów o jednostkowej mocy do 1 MW, dla których zabezpieczono prawa do sprzedaży, oscyluje w granicach 1,7 tys., przy czym ich łączna moc wynosi około 1,66 GW.

Obecnie, aby rozpocząć sprzedaż inwestorzy muszą uzyskać koncesję, co zważywszy na ilość składanych wniosków jest problematyczne. Nieuzyskanie koncesji, a tym samym nierozpoczęcie sprzedaży energii w ciągu trzech lat wiąże się dla inwestora z konsekwencjami w postaci utraty kaucji oraz wyłączeniem możliwości udziału w systemie aukcyjnym przez kolejne trzy lata, co znacząco podwyższa ryzyko rozwoju tego sektora.[5] Tym samym, zmniejszenie biurokratyzacji poprzez ograniczenie obowiązku koncesyjnego dla przedmiotowej grupy wytwórców może okazać się swoistym „odblokowaniem”.

Liberalizacja przepisów dotyczących koncesji, jako próba odpowiedzi na potrzeby rozwijającego się rynku może okazać się realnym wsparciem dla sektora odnawialnych źródeł energii w Polsce. Zniesienie obowiązku koncesyjnego dla instalacji o łącznej mocy zainstalowanej – do 1 MW oraz mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu – do 3 MW, stanowiłoby dostosowanie do przepisów prawa unijnego oraz korzystnie wpłynęłoby na spójność prawa polskiego. Ograniczający ryzyko skutek usprawnienia administracyjnego zdaje się być cenny ze względu na spodziewaną stagnację w sektorze, szczególnie w obliczu dążeń do realizacji krajowego celu OZE. Mimo to, Polska nadal jest daleka od realizacji celów Dyrektywy RED II, a postulaty branży jedynie wybiórczo zostały wzięte pod uwagę. Nie uwzględniono m.in. postulowanego w konsultacjach do nowelizacji ustawy z 2019 roku, wsparcia dla biometanu.

[1] https://www.cire.pl/item,195211,13,0,0,0,0,0,cel-oze-na-2020-co-sie-stanie-jesli-polska-go-nie-osiagnie.html

[2] Najwyższa Izba Kontroli., Informacje o wynikach kontroli „Rozwój sektora odnawialnych źródeł energii” https://www.nik.gov.pl/plik/id,18357,vp,20955.pdf

[3]https://www.gramwzielone.pl/trendy/102797/wisniewski-6-postulatow-do-tegorocznej-nowelizacji-ustawy-o-oze-01, https://www.gramwzielone.pl/energia-sloneczna/102708/pses-wpis-do-rejestru-malych-instalacji-zamiast-koncesji-dla-farm-pv-do-1-mw, dostęp z dnia 13.08.2020 r.

[4] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych., art. 15 pkt 1 lit. b., https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX:32018L2001&from=EN, dostęp z dnia 17.08.2020 r.

[5] https://www.gramwzielone.pl/trendy/102803/odnawialne-zrodla-energii-do-1-mw-dostana-zwolnienie-z-koncesji, dostęp z dnia 17.08.2020 r.

autor: Daria Pajdowska, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

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

Aktualności, Energetyka, , , , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość 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.

Raport Urzędu Regulacji Energetyki dotyczący ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii w małej instalacji w 2018 r.

Aktualności, Energetyka, OZE, , , , , Możliwość komentowania Raport Urzędu Regulacji Energetyki dotyczący ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii w małej instalacji w 2018 r. została wyłączona

Dnia 10 maja Urząd Regulacji Energetyki opublikował raport dotyczący ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii w małej instalacji w 2018 r.

Największy udział w wyprodukowanej energii przypisuje się hydroelektrowniom, które w 2018 r. wytworzyły ok. 110 000 MWh. Zaraz po nich plasuje się energia pochodząca z biogazu innego niż rolniczy – ok. 60 800 MWh. Duży udział w produkcji energii przypisuje się także energii pozyskanej z promieniowania słonecznego – ok. 27 500 MWh. W końcu, najmniej w 2018 r. wytworzono energii wiatrowej (10 000 MWh) oraz z biomasy (ok. 500 MWh).

Natomiast co do ilości energii elektrycznej sprzedanej sprzedawcy zobowiązanemu największym zainteresowaniem cieszy się ponownie hydroenergia: na 110 000 MWh wytworzonych aż 100 000 MWh zostało sprzedanych sprzedawcy zobowiązanemu i wprowadzonych do sieci dystrybucyjnej. Na zadowalającym poziomie utrzymuje się także zainteresowanie energią gazu, energią promieniowania słonecznego i  biomasą.

Porównując dane statystyczne na przestrzeni trzech lat (lata 2016, 2017, 2018), największy wzrost produkcji energii z małych instalacji nastąpił w energii pochodzącej z biomasy – z 0,061 MWh w 2016 r. do 500 MWh w 2018 r.. Zaraz za nią plasuje się energia wiatrowa. Znaczny postęp nastąpił także w dziedzinie produkcji energii promieniowania słonecznego. Najmniejszy wzrost nastąpił w sektorze hydroenergii.

Raport podaje także spis wytwórców powyższych energii pochodzącej z małych instalacji. Wśród nich wykonywanie swej działalności rozpoczęło: w obszarze biogazu 28 wytwórców, w ramach biomasy 1 wytwórca, w zakresie produkcji energii wiatru 29 wytwórców, 63 wytwórców korzysta z hydroenergii, a 101 z energii promieniowania słonecznego.

Łączna ilość energii elektrycznej pochodząca z małych instalacji, wytworzonej z OZE w:

  2018 r. 2017 r. 2016 r.
Hydroenergia ok. 110 000 MWh Ok. 106 000 MWh Ok. 90 400 MWh
Energia wiatru ok. 10 000 MWh Ok. 2 100 MWh Ok.  1 900 MWh
Energia promieniowania słonecznego ok. 27 500 MWh Ok. 7 700 MWh Ok.  6 000 MWh
Biogaz inny niż biogaz
rolniczy 		ok. 60 800 MWh Ok. 24 000 MWh Ok. 23 800 MWh
Biomasa ok. 500 MWh 174 MWh 0,061 MWh

Autor: Barbara Wojciechowska, Wawrzynowicz i Wspólnicy sp. k.

Nowa IRiESP weszła w życie

Aktualności, Gaz, , , , , , , Możliwość komentowania Nowa IRiESP weszła w życie została wyłączona

W dniu 1 kwietnia 2019 r. o godzinie 6:00 weszła w życie nowa Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowych („IRiESP”) dotycząca krajowego systemu przesyłowego będącego własnością Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A z siedzibą w Warszawie („OSP”).

Dokument ten został zatwierdzony decyzją Prezesa URE z dnia 26 marca 2019 r. po uprzednim rozpatrzeniu wniosku OSP zawartym w piśmie z dnia 13 lutego 2019 r. o wydanie decyzji zatwierdzającej IRiESP w nowym brzmieniu. Złożenie wniosku zostało poprzedzone konsultacjami publicznymi projektu przeprowadzonymi w dniach 11- 25 stycznia 2019 r., w wyniku których użytkownicy systemu zgłosili szereg uwag do jego treści, które następnie zostały poddane analizie i częściowemu wdrożeniu do treść projektu.

Nowa wersja IRiESP poza zmianami o charakterze porządkowym obejmuje liczne zmiany merytoryczne w zakresie następujących zagadnień:

– środków tymczasowych,

– bilansowania,

– konwersji przepustowości (mocy umownej) z niepowiązanej na powiązaną,

– terminu składania wniosków o przydział przepustowości i terminu zakończenia wstępnej technicznej weryfikacji,

– wyłączenia zmiany przydziału przepustowości (PP) w przypadku zmiany parametrów technologiczno-pomiarowych fizycznego punktu wyjścia,

– przesłanek wstrzymania przesyłania paliwa gazowego,

– zasad alokacji wykonywanej przez operatorów systemów dystrybucyjnych dla punktu wyjścia oznaczonego PWYOSD,

– sprzedaży rezerwowej,

– obowiązku przekazywania informacji na temat podmiotów będących właścicielami paliwa gazowego wprowadzanego do systemu przesyłowego,

– rozliczenia niezbilansowania w obszarze bilansowania gazu zaazotowanego grupy Lw.

Zmiany w zakresie środków tymczasowych

Wprowadzone zmiany polegały m. in. na usunięciu z treści IRiESP wszystkich postanowień dotyczących środków tymczasowych.

Zgodnie z dotychczasową treścią instrukcji, postanowienia IRiESP dotyczące dobowego limitu niezbilansowania (DLN) rynku usług bilansujących (RUB) oraz zasad rozliczania niezbilansowania dla obszaru bilansowania gazu zaazotowanego miały być stosowane do godziny 6:00 dnia 1 kwietnia 2019 r. tj. do czasu obowiązywania decyzji Prezesa URE zatwierdzającej Sprawozdanie dotyczące planowanych do wprowadzenia przez GAZ-SYSTEM S.A. środków tymczasowych w związku z wejściem w życie Rozporządzenia Komisji (UE) nr 312/2014 z dnia 26 marca 2014 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący bilansowania gazu w sieciach przesyłowych („Rozporządzenie Komisji (UE) nr 312/2014”).

Z upływem powyższego terminu wszelkie postanowienia dotyczące środków tymczasowych przestały tym samym obowiązywać.

Zmiany w zakresie bilansowania

Wspomniane powyżej Rozporządzenie Komisji (UE) nr 312/2014 wymagało również dostosowania postanowień IRiESP odnośnie bilansowania.

W związku z powyższym, wprowadzono zmiany definicyjne. Zmieniono brzmienie definicji bilansowania handlowego oraz obszaru bilansowania. Zmianie uległy również definicje krańcowej ceny kupna i krańcowej ceny sprzedaży. Definicje te zostały poszerzone o kwestie dotyczące platform obrotu, na których OSP może uczestniczyć w transakcjach kupna/sprzedaży produktów przenoszących prawo własności paliwa gazowego.

Ponadto IRiESP w obecnym brzmieniu uściśla, że to na OSP ciąży odpowiedzialność za bilansowanie handlowe obszaru bilansowania gazu wysokometanowego grupy E oraz obszaru bilansowania gazu zaazotowanego grupy Lw.

Dodatkowo, doprecyzowaniu uległy kwestie dotyczące zakresu bilansowania handlowego – uściślono bowiem, że bilansowanie to nie obejmuje ewentualnych koniecznych uzgodnień pomiędzy alokacją a faktycznym zużyciem, które zostało ustalone w terminie późniejszym po dokonaniu odczytów z przyrządów pomiarowych odbiorców końcowych.

Zmianie uległa treść pkt 2.7.3.2 IRiESP. Zgodnie z nowym brzmieniem tego punktu, ZUP jest zobowiązany do zapewnienia zbilansowania ilości przesyłanego paliwa gazowego w ramach umowy przesyłowej tj. zapewnienia dostaw paliwa gazowego w ilościach odpowiadających zapotrzebowaniu jego odbiorców w poszczególnych obszarach bilansowania.

Zmiany w zakresie konwersji przepustowości (mocy umownej) z niepowiązanej na powiązaną

Doprecyzowano pkt 7.6.6.2 IRiESP poprzez wskazanie, iż wniosek o konwersję przydzielonej przepustowości niepowiązanej na powiązaną dla produktów rocznych, kwartalnych oraz miesięcznych składa się w terminie 3 dni roboczych od zakończenia aukcji, w ramach której została Użytkownikowi Sieci przydzielona przepustowość powiązana, natomiast dla produktów dobowych wniosek ten składa się nie później niż w ostatnim momencie, w którym możliwe jest składanie oferty.

Ponadto, w zakresie postanowień dotyczących konwersji, zmieniono brzmienie pkt 7.6.6.4 IRiESP. Doprecyzowano bowiem, że w przypadku, gdy we wniosku o konwersję wskazano większą ilość przepustowości (mocy umownej) niż przydzielona użytkownikowi sieci w ramach aukcji przepustowości (mocy umownej) powiązanej, OSP dokona konwersji przepustowości (mocy umownej) niepowiązanej w ilości przydzielonej w aukcji przepustowości (mocy umownej) powiązanej.

Zmiany w zakresie terminu składania wniosków o przydział przepustowości i terminu zakończenia wstępnej technicznej weryfikacji

Zmianie uległy również terminy składania wniosków w ramach procedury udostępniania przepustowości. Obecnie wnioski te mogą być składane w okresie od 25 czerwca do 15 lipca, zaś termin graniczny na weryfikację wstępną techniczną upływa z dniem 15 sierpnia roku gazowego, w którym wniosek ten jest składany. Celem zmiany powyższych terminów jest umożliwienie w tym czasie rezerwacji przepustowości w punktach połączeń międzysystemowych oraz w punktach, których dotyczy procedura udostępniania przepustowości.

Zmiany w zakresie wyłączenia zmiany przydziału przepustowości (PP) w przypadku zmiany parametrów technologiczno-pomiarowych fizycznego punktu wyjścia

Odnośnie procedury zmiany przydziału przepustowości (PP) dodano nowy punkt 7.11.6 IRiESP, zgodnie z którym zmiana parametrów technologiczno – pomiarowych fizycznego punktu wyjścia nie stanowi przesłanki do zmiany przydziału przepustowości (PP) na podstawie pkt 7.11.5 IRiESP, chyba że zmiana ta jest skutkiem realizacji przez OSP umowy o przyłączenie w danym fizycznym punkcie wyjścia.

Zmiany w zakresie przesłanek wstrzymania przesyłania paliwa gazowego

W nowej wersji IRiESP wskazano dodatkową przesłankę umożliwiającą wstrzymanie przesyłania paliwa gazowego. Zgodnie z pkt 9.1.2 IRiESP, OSP może wstrzymać przesyłanie paliwa gazowego wówczas, gdy wygasła umowa, na podstawie której realizowana była do odbiorcy końcowego sprzedaż rezerwowa i jednocześnie OSP nie realizuje procedury zmiany sprzedawcy na rzecz danego odbiorcy końcowego.

Ponadto, dodano również pkt 9.3 IRiESP, zgodnie z którym, w przypadku wstrzymania przesyłania paliwa gazowego odbiorca zobowiązany jest do wstrzymania odbioru paliwa gazowego z systemu przesyłowego.

Zmiany w zakresie zasad alokacji wykonywanej przez operatorów systemów dystrybucyjnych dla punktu wyjścia oznaczonego PWYOSD

W pkt 16.1.7 oraz 16.2.5 IRiESP określono maksymalną ilość godzinową przypisaną dla danego ZUP w danym punkcie wejścia i wyjścia. Wskazano, że ilość maksymalna w danym punkcie wejścia nie może być większa niż ilość paliwa gazowego przypisana do tego ZUP jako wprowadzona do systemu przesyłowego w danej dobie gazowej w tym punkcie wejścia. Ilość maksymalna w danym punkcie wyjścia, nie może być natomiast większa niż ilość paliwa gazowego przypisana do tego ZUP jako odebrana z tego systemu przesyłowego w danej dobie gazowej w tym punkcie wyjścia.

W rozdziale IRiESP dotyczącym alokacji dodano również pkt 16.3.4, zgodnie z którym w przypadku, gdy OSD dysponuje danymi pomiarowymi o pobranej przez odbiorców przyłączonych do systemu dystrybucyjnego ilości paliwa gazowego z systemu danego OSD, informacja ta powinna być uwzględniona w alokacji wykonywanej przez OSD dla punktów wyjścia oznaczonego skrótem PWYOSD bez modyfikacji wynikającej z przyjętego modelu szacowania realizacji dla odbiorców.

Ponadto, obecnie niedopuszczalna jest korekta alokacji rozliczeniowej wynikająca z faktycznego zużycia ustalonego na podstawie odczytów z przyrządów pomiarowych odbiorców końcowych przyłączonych do sieci OSD po upływie 7 dni roboczych miesiąca następującego po miesiącu, którego dotyczy alokacja.

Dodano również pkt 16.8 IRiESP, zgodnie z którym w przypadku braku przekazania przez OSD alokacji w terminach, o których mowa w pkt. 16.7.1 oraz 16.7.3 IRiESP, uznaje się, że szacunkowe ilości paliwa gazowego przypisane poszczególnym zleceniodawcom usługi przesyłania wynoszą zero.

Wprowadzenie regulacji dot. sprzedaży rezerwowej

Z uwagi na wejście w życie ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw z dnia 9 listopada 2018 r. (Dz. U. z 2018 r. poz. 2348), wprowadzone zostały do ustawy – Prawo energetyczne („PE”) przepisy regulujące sprzedaż rezerwową. Zgodnie z treścią art. 9g ust. 5b PE, OSP w IRiESP powinien określić procedurę wymiany informacji, o których mowa w art. 5 ust. 14 i 15 PE oraz tryb, warunki i terminy uruchamiania sprzedaży rezerwowej, a w tym procedurę wymiany informacji.

Powyższe zagadnienia zostały uregulowane w rozdziale 11. IRiESP. W rozdziale 22 IRiESP ponadto zostały wprowadzone przepisy przejściowe odnośnie sprzedaży rezerwowej, zgodnie z którymi procedura ta zostanie uruchomiona w dniu 18 czerwca 2019 r. Do tego czasu natomiast, w przypadku zaprzestania dostarczania paliw gazowych przez dotychczasowego sprzedawcę (ZUP), OSP zawiera umowę kompleksową ze sprzedawcą z urzędu, zgodnie z postanowieniami rozdziału 11. IRiESP.

Zmiany w zakresie obowiązku przekazywania informacji na temat podmiotów będących właścicielami paliwa gazowego wprowadzanego do systemu przesyłowego

W nowej wersji IRiESP poszerzono również katalog obowiązków ZUP o charakterze informacyjnym.

Zgodnie z pkt 20.8.1.3 ZUP przekazuje OSP informacje na temat podmiotów będących właścicielem paliwa gazowego wprowadzonego w danym miesiącu gazowym w punktach wejścia do systemu przesyłowego z zagranicy wraz z przypisaniem odpowiednich ilości w terminie 7 dni od dnia udostępnienia Handlowego Raportu Przesyłu (HPR) za dany miesiąc gazowy.

Zmiany w zakresie rozliczenia niezbilansowania w obszarze bilansowania gazu zaazotowanego grupy Lw

Postanowienia IRiESP dostosowano również do treści art. 22 ust. 4 Rozporządzenie Komisji (UE) nr 312/2014. Zgodnie z pkt 22.1 IRiESP, do czasu opublikowania pierwszej niezerowej wartości indeksu TGEglwID umożliwiającej wyznaczenie krańcowej ceny kupna (KCKLW) lub krańcowej ceny sprzedaży (KCSLW), zamiast ceny średniej rozliczenia bilansowania w obszarze bilansowania gazu zaazotowanego grupy Lw (CSRBLW) przyjmuje się cenę referencyjną gazu w obszarze bilansowania gazu zaazotowanego grupy Lw (CRGLW).

***

Zatwierdzona IRiESP została ogłoszona w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki oraz na stronie internetowej OGP GAZ- SYSTEM S.A.

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