Kolejna aukcja CHP za nami. Zmiany w Ustawie o Rynku Mocy
Urząd Regulacji Energetyki podsumował wyniki aukcji na premię kogeneracyjną, która odbyła się w dniach 22-24 czerwca 2021. W ramach tej puli, wsparcie skierowane było dla nowych lub znacznie zmodernizowanych jednostek wytwarzających energię elektryczną i ciepło w skojarzeniu, o mocy od 1 do 50 MW.
W efekcie czerwcowej aukcji do 7 jednostek kogeneracyjnych trafi wsparcie sięgające 451 mln zł. To ok. 22% całego budżetu przeznaczonego na dofinansowanie projektów inwestycyjnych w obszarze kogeneracji, przewidzianych w tym rozdaniu.
W ramach aukcji zaoferowano do sprzedaży 18 TWh energii elektrycznej, z czego zakupionych zostało 4,8 TWh czyli 26,7% całości energii, ustalonej w rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 28 października 2020 r. w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji objętej wsparciem oraz jednostkowych wysokości premii gwarantowanej w 2021 r. Premia będzie wypłacana wytwórcom w latach 2022-2039.
– Wyzwaniem dla dalszego rozwoju systemu wsparcia kogeneracji jest taka modyfikacja systemu, który z jednej strony będzie zachęcał inwestorów do udziału, brakiem nadmiernych barier administracyjnych, a z drugiej strony będzie realnym wsparciem finansowym inwestycji, opartym na dobrze zwymiarowanych parametrach, szczególnie ekonomicznych. Cieszymy się ze zmian wprowadzonych poprzez ostatnią nowelizację ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji zawartych w ustawie z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z 2021 r. poz. 1093). Z pewnością uelastyczniają one system wsparcia. Identyfikujemy jednak konieczność implementacji dalszych zmian, zarówno w zakresie ustawy, jak i aktów wykonawczych, w tym również parametrów mechanizmu wsparcia kogeneracji, a szczególnie aktualizacji założeń ekonomicznych, aby możliwe było jego poprawne funkcjonowanie – podkreśla Arkadiusz Szymański, Przewodniczący Zespołu PTEZ ds. Mechanizmów Wsparcia, Dyrektor Pionu Regulacji, Rynku Ciepła i Systemów Wsparcia w PGE Energia Ciepła S.A. – Tylko poprzez dopracowanie obecnego systemu wsparcia, możliwe będzie znaczne przyspieszenie procesu transformacji i pełne wykorzystanie puli środków przeznaczanych z budżetu centralnego na realizację kluczowych dla sektora elektroenergetycznego oraz sektora ciepłownictwa inwestycji.
Wsparcie zaoferowane w ramach czerwcowej aukcji trafi do:
- Celsium serwis z o.o. z siedzibą w Skarżysku-Kamiennej,
- ECO Kogeneracja Sp. z o.o. z siedzibą w Opolu,
- Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Sp. z o.o. z siedzibą w Dębicy,
- Miejskie Przedsiębiorstwo Infrastruktury „KOS-EKO” Sp. z o.o. z siedzibą w Kościerzynie,
- Ostrowski Zakład Ciepłowniczy S.A. z siedzibą w Ostrowie Wielkopolskim,
- Veolia Południe Sp. z o.o. z siedzibą w Tarnowskich Górach.
Zmiany w ustawie o rynku mocy
Obecnie finalizowane są prace legislacyjne (projekt obecnie procedowany jest w Senacie) nad projektem nowelizacji ustawy o rynku mocy. Nadrzędnym celem tej regulacji jest poprawa dotychczasowego funkcjonowania rynku mocy oraz osiągnięcie unijnych wymogów w obszarze emisyjności. Wprowadzono również nowy sposób naliczania opłaty mocowej tzw. stabilny profil zużycia.
– Rynek mocy funkcjonuje w Polsce od 2018 r. Minione lata były okazją do oceny dotychczasowego funkcjonowania systemu i opracowania propozycji zmian, usprawniających jego działanie – podkreśla Arkadiusz Szymański, Ekspert PTEZ. – Celem rynku mocy jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i zminimalizowanie długotrwałych przerw w dostawie energii.
Ministerstwo Klimatu i Środowiska zaproponowało zmiany w ustawie, aby zwiększyć stabilność Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, a tym samym podnieść poziom bezpieczeństwa energetycznego całej gospodarki.
Nowa metoda naliczania. Wypełnienie unijnych wymogów emisyjności
W ramach nowelizacji zaproponowano uzależnienie stawki opłaty mocowej od profilu zużycia energii. Dzięki temu mają zyskać przedsiębiorstwa, które realizują pobór energii w sposób ustabilizowany np. w godzinach pozaszczytowych. Propozycje zawarte w nowelizacji mają pomóc odbiorcom w obniżeniu kosztów energii elektrycznej.
Zmiany w przepisach w obszarze emisyjności wynikają z konieczności dostosowania krajowego mechanizmu mocowego do unijnych postanowień rozporządzenia UE 2019/943 w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Dokonują one istotnego przemodelowania rynku mocy, które prowadzi do wykluczenia z uczestnictwa w nim jednostek wysokoemisyjnych od 1 lipca 2025 r. W myśl przepisów za takie uważa się instalacje emitujące powyżej 550g CO2/kWh i średniorocznie poniżej 350 kg CO2/kW. Przyszłe funkcjonowanie jednostek emitujących powyżej 550g CO2/kWh, które stanowią większość jednostek uczestniczących dotychczas w rynku mocy ma być przedmiotem odrębnych prac legislacyjnych. Mając jednak na celu umożliwienie dalszych inwestycji i zachętę do redukcji zapotrzebowania w okresie szczytowym, wprowadzono elastyczne zasady umożliwiające chociażby konwersję jednostki posiadającej zawartą umowę mocową i niespełniającej limitu emisji na jednostkę spełniającą ten limit, poprzez zmianę technologii wytwarzania energii elektrycznej.
– Przyjęte w tej nowelizacji rozwiązania to odpowiedź na propozycje i postulaty zgłaszane przez przedstawicieli sektora elektroenergetycznego, wskazujące na konieczność takiego konstruowania prawa, które nie tylko wspiera realizację inwestycji w energetyce i ciepłownictwie, ale również umożliwia podnoszenie rentowności i redukcję kosztów wynikających z rosnących cen emisji CO2 – podkreśla Arkadiusz Szymański, Ekspert PTEZ. – Należy z zadowoleniem przyjąć, że projektując prawo reagujemy na dynamicznie zmieniającą się sytuację na rynku krajowym i unijnym, odpowiadając na wyzwania, które decydują o bieżącym funkcjonowaniu przedsiębiorstw naszego sektora.
Źródło: Urząd Regulacji Energetyki – ure.gov.pl / Ministerstwo Klimatu i Środowiska – gov.pl
Szczegóły: Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych
