Spis treści
Kilka dni przed Świętami w Dzienniku Ustaw ukazały się tzw. rozporządzenia atrybucyjne Rady Ministrów. Przypisują one konkretne działy administracji do kompetencji konkretnych ministrów. To dość istotne ze względu na podział zadań pomiędzy ministrem aktywów państwowych Borysem Budką, ministrem klimatu Pauliną Hennig-Kloską oraz nowo kreowanym ministrem przemysłu Marzeną Czarnecką.
Z rozporządzeń wynika iż minister przemysłu powinien się nazywać raczej resortem górnictwa – otrzymał wyłącznie ten dział administracji. Dział „energia” został po staremu w resorcie klimatu, ale według informacji portalu WysokieNapiecie.pl nie jest to stan docelowy. Planowana nowelizacja ustawy o działach administracji rządowej przyniesie podzielenie działu „energia”, ale nie jest jeszcze przesądzone w jaki sposób. Resort przemysłu chętnie przejąłby odpowiedzialność za energetykę konwencjonalną, łącząc ja z górnictwem, co ułatwiłoby transformację całego sektora. Jednak resort klimatu i środowiska wcale nie jest przekonany do oddania energetyki konwencjonalnej. Chętnie za to pozbyłby się nadzoru nad energetyka jądrową.
Z kolei minister aktywów państwowych Borys Budka bez żadnych zmian wejdzie na razie w buty swego poprzednika, Jacka Sasina. Podział nadzoru właścicielskiego w energetyce i odpowiedzialności za regulacje pomiędzy resortami klimatu i aktywów państwowych.
Taryfowani sprzedawcy prądu liczą straty
Dwóch z czterech taryfowanych sprzedawców energii elektrycznej – PGE Obrót i Energa Obrót zasygnalizowało, że zatwierdzone im przez Prezesa URE na 2024 r. taryfy na sprzedaż do gospodarstw domowych są niekorzystne i poniosą straty, jeśli wejdą w życie. Prezes URE zatwierdził wszystkim taryfowanych sprzedawcom taryfy na poziomie 740 zł za MWh.
PGE Obrót oszacowało swoja potencjalną stratę na wejściu w życie takiej taryfy na 860 mln złotych. Spółka skarży się, że regulator nie uznał poniesionych kosztów zakupu energii i zamierza wnioskować o zmianę taryfy.
Z kolei Energa Obrót wyliczyła potencjalną stratę na 213 mln złotych, ponieważ, według spółki, cena taryfowa nie pokrywa w pełni kosztów uzasadnionych sprzedaży energii do grup taryfowych G.
Co ciekawe, dwaj pozostali sprzedawcy z taryfami: Tauron Sprzedaż i Enea na wysokość ceny w taryfie się nie skarżą. Czyżby PGE Obrót i Energa Obrót wyjątkowo drogo zakontraktowały prąd na przyszły rok?
Ceny na TGE na przyszły rok są na poziomie 500 złotych za MWh, o jedną trzecią taniej niż w taryfie. Być może to jednak efekt niskiego popytu po tym, jak najwięksi sprzedawcy zakontraktowali się wcześniej i drożej.
Kary dla Energi Obrót
Taryfa to nie jedyny kłopot Energi Obrót. Prezes URE wymierzył bowiem spółce w sumie 254 mln złotych kary. Z czego prawie 61 mln dotyczy sytuacji z 2019 roku, gdy sprzedawcy zostali zmuszeni ustawą utrzymać cenniki albo ceny umowne na poziomie z 20 czerwca 2018 roku. Według samej spółki, została ukarana za nieprzestrzeganie obowiązku dostosowania cen i stawek w ustawowym terminie. Czyli regulator uznał, że Energa nie obniżyła cen.
Większa kara – prawie 194 mln zł dotyczy nieprawidłowego rozliczenia się z obowiązku umorzenia świadectw pochodzenia za 2018 rok. Energa twierdzi, że rozliczyła się prawidłowo poprzez opłatę zastępczą, płacąc 150 mln zł. Ale regulator uznał, że w ten sposób rozliczyć się nie mogła. Spółka zapowiedziała, że odwoła się od decyzji Prezesa URE do sądu.
Pierwsza linia bezpośrednia
W wykazie prowadzonym przez Prezesa URE pojawiła się pierwsza linia bezpośrednia, powstała ma mocy zmienionych niedawno przepisów Prawa energetycznego. Zgodnie z nimi, na uruchomienie takiej linii nie potrzeba już zgody regulatora. Linie tego typu co do zasady mają prowadzić do własnych źródeł zakładów przemysłowych, bez konieczności przyłączania się do krajowej sieci.
Pierwsza wpisana do wykazu linia powstała na Opolszczyźnie, należy do firmy Mondelez Polska Production, ma raptem 35 metrów, pracuje pod napięciem 15 kV i łączy zakład produkcyjny przekąsek z instalacją fotowoltaiczną o mocy 1 MW.
ZE PAK na dłużej z węglem
Koncern ZE PAK szykuje się na trwające dłużej niż planował wcześniej pożegnanie z węglem. Firma podpisała właśnie umowę na dostosowanie do konkluzji BAT swojego największego bloku na węgiel brunatny – 474 MW w elektrowni Pątnów II. Blok miał być zamknięty już za rok, ale teraz – po modernizacji – ma popracować dłużej. Dodatkowo ZE PAK zasygnalizował, że liczy iż przedłużenie możliwości rynku mocy dla jednostek węglowych poza 2025, spowoduje, że eksploatacja bloku będzie opłacalna jeszcze przez kilka lat. A to oznacza również przedłużenie działania odkrywki Tomisławice.
Poza blokiem 474 MW w ZE PAK działają eksploatuje jeszcze trzy bloki na węgiel brunatny w Elektrowni Pątnów I o łącznej mocy 644 MW. Elektrownia Adamów została już ostatecznie zamknięta, a w Elektrowni Konin są dwa bloki o łącznej mocy 100 MW na biomasę.
Aukcja dla kogeneracji: wreszcie sukces
18 źródeł kogeneracyjnych, należących do 11 wytwórców wygrało na ostatniej tegorocznej aukcji premie kogeneracyjne dla nowych instalacji o mocy od 1 do 50 MW. Na aukcji sprzedano 21 z 28 TWh energii za 7 mld złotych. Premia minimalna wyniesie 161, a maksymalna 391 zł za MWh. URE szacuje, że wyniki aukcji przełożą się na budowę źródeł o łącznej mocy 187 MW.
Wyniki aukcji to duży sukces, ponieważ to, co zakontraktowano w trzech poprzednich aukcjach w 2023 roku przekładało się zaledwie na 23 MW w nowych źródłach. Większość zwycięskich projektów to źródła gazowe. Ceny gazu ustabilizowały się na atrakcyjnym względem wysokości premii poziomie – skomentował wyniki prezes URE Rafał Gawin.
Ostrowski Zakład Ciepłowniczy w Ostrowie Wlkp. zdobył premie dla 4 swoich ofert, po dwie zwycięskie oferty złożyły Dalkia Polska Kogeneracja 2 z Katowic, Edison Next Poland z Bielska-Białej, Energetyka Cieplna Opolszczyzny z Opola, PGE Energia Ciepła.
Premie dla jednej instalacji zdobyły Ciepłownia Siemianowice z Siemianowic Śląskich, Dalkia Polska Kogeneracja 1 z Katowic, Miejski Zakład Energetyki Cieplnej Ekoterm z Żywca, Tauron Ciepło, Zakład Energetyki Cieplnej „SPEC-PEC” z Kartuz, oraz Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej, choć URE nie sprecyzowało o który z licznych MPEC-ów chodzi.
Niemcy kontraktują masę gazu w Norwegii
Niemiecka państwowa firma SEFE, czyli znacjonalizowane aktywa Gazpromu, zawarła gigantyczny kontrakt na dostawy gazu z Norwegii. Na mocy umowy Equinor już od przyszłego roku będzie dostarczał SEFE 10 mld m sześc. przez 10 lat do hubów TTF, THE i brytyjskiego NBP. Kontrakt zawiera opcję przedłużenia o dostawy przez 5 lat ok. 6 mld m sześc. rocznie.
Zakontraktowany wolumen to około 1/3 zużycia gazu przez niemiecki przemysł.
Wartości kontraktu nie podano, ale Norwegowie z powodów podatkowych sprzedają gaz po cenach giełdowych. Na podstawie obecnych notowań można więc oszacować, że w podstawowym, 10-letnim wymiarze jest warty jakieś 40 mld euro.
Włosi mogą wspierać system magazynów energii
Komisja Europejska zgodziła się na 17,7 mld euro pomocy publicznej, jaką rząd Włoch chce przyznać na budowę centralnego systemu magazynowania energii elektrycznej. Ma on mieć co najmniej 9 GW mocy i 71 GWh pojemności.
Zgodnie z decyzją Komisji, pomoc przez 10 lat w formie corocznych płatności trafi do inwestorów na pokrycie kosztów budowy i operacyjnych magazynów. Inwestorzy zostaną wyłonieni w przetargu. Dopuszczone technologie to obecnie baterie litowo-jonowe oraz elektrownie szczytowo pompowe. Lista technologii będzie mogła być modyfikowana co dwa lata.
Dodatkowym warunkiem jest budowa specjalnie platformy handlowej, na której oferowane będą usługi magazynowania energii elektrycznej
