Nowelizacja przepisów o prądzie

Ustawa z dnia 21 lutego 2019 r. zmieniająca ustawę o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, ustawę – Prawo ochrony środowiska, ustawę o systemie zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji, ustawę o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw oraz ustawę o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji ma na celu doprecyzowanie i zapewnienie spójności prawa w zakresie ustaw regulujących kwestie obrotu energią elektryczną w Polsce.

Czego dotyczy nowelizacja? 

Nowelizacja likwiduje obowiązek utrzymania cen na poziomie nie wyższym niż na koniec 2018 r. przez przedsiębiorstwa przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej. Zgodnie z nowymi przepisami ceny stosowane przez przedsiębiorstwa obrotu energią elektryczną w 2019 r. mają odpowiadać zatwierdzonej przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki taryfie z 31 grudnia 2018 r. lub obowiązującej odbiorcę końcowego 30 czerwca 2018 r., jeżeli jest ustalana w inny niż taryfa sposób.

Nowela umożliwia ubieganie się o wypłatę różnicy cen energii odbiorcy końcowemu, który nie kupuje energii elektrycznej od przedsiębiorstw obrotu, ale na Towarowej Giełdzie Energii lub za pośrednictwem towarowego domu maklerskiego.

Doprecyzowano ponadto sposób obliczania średnioważonej ceny energii na rynku hurtowym. Marża danego podmiotu będzie uzależniona od łącznego wolumenu sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom końcowym. Wielkości te służą do obliczania wysokości należnego zwrotu różnicy ceny dla sprzedawcy energii.

Ustawa zmodyfikowała też zasady przyznawania pomocy publicznej z funduszu niskoemisyjnego transportu.

Na czym polegają zmiany?

Ustawa nowelizuje 5 ustaw: ustawę z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. poz. 2538; dalej: ustawa o zmianie ustawy podatku akcyzowym), ustawę z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska (Dz.U. z 2018 r. poz. 799, ze zm.; dalej: Prawo ochrony środowiska), ustawę z dnia 17 lipca 2009 r. o systemie zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji (Dz.U. z 2018 r. poz. 1271, ze zm.; dalej ustawa o zarządzaniu emisjami), ustawę z dnia 6 czerwca 2018 r. o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. poz. 1356; dalej: ustawa o zmianie ustawy o biokomponentach) oraz ustawę z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (Dz.U. z 2019 r. poz. 42; dalej: ustawa o promowaniu energii elektrycznej).

Zmiany w ustawie o zmianie ustawy o podatku akcyzowym 

W art. 5 ust. 1 nałożono na przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną obowiązek określania cen i stawek opłat za energię elektryczną dla odbiorcy końcowego w wysokości:

• cen stosowanych w dniu 31 grudnia 2018 r. ustalonych w taryfie zatwierdzanej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (dalej Prezes URE);
• nie wyższej niż ceny i stawki opłat za energię elektryczną stosowane dla odbiorcy końcowego w dniu 30 czerwca 2018 r., ustalone przez to przedsiębiorstwo w inny niż wskazany wyżej sposób, w formie umów wynegocjowanych indywidualnie lub w trybie przewidzianym w Prawie zamówień publicznych (cenniki energii elektrycznej);

W art. 5 ust. 3 zobligowano przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną do uwzględniania cen i stawek, o których mowa w ust. 1, w rozliczeniu z odbiorcą końcowym za okres od dnia 1 stycznia 2019 r.

W art. 5 zrezygnowano z przepisu, który nakładał na przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej obowiązek określenia w 2019 r. cen i stawek za energię elektryczną w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki brutto stosowane w dniu 31 grudnia 2018 r. Zmiana ta jest konsekwencją stanowiska Komisji Europejskiej w sprawie niedopuszczalnej ingerencji ustawowej w uprawnienia regulatora rynku energii, tzn. Prezesa URE.

W art. 6 ust. 1 przedsiębiorstwu energetycznemu wykonującemu działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną, które po dniu 30 czerwca 2018 r., w stosunku do cenników energii elektrycznej, dokonało zmiany obowiązującej z odbiorcą końcowym umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej, a także zawarło z odbiorcą końcowym umowę sprzedaży energii elektrycznej lub umowę kompleksową z ceną lub stawką opłat za energię elektryczną wyższą od ceny lub stawki, o której mowa w art. 5 ust. 1 pkt 2, wyznaczono termin 30 dni od dnia wejścia w życie rozporządzenia, o którym mowa w art. 7 ust. 2, na dokonanie zmiany tych umów ze skutkiem od dnia 1 stycznia 2019 r.

W art. 7 ust. 1 umożliwiono – przedsiębiorstwu energetycznemu wykonującemu działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną oraz odbiorcy końcowemu energii elektrycznej kupującemu energię elektryczną na własny użytek (m.in.) na Towarowej Giełdzie Energii S.A. lub za pośrednictwem towarowego domu maklerskiego – złożenie wniosku do Zarządcy Rozliczeń S.A. (dalej zarządca rozliczeń cen) o wypłatę kwoty różnicy ceny. Ponadto, rozszerzono materię przekazaną do unormowania w drodze rozporządzenia przez ministra właściwego do spraw energii (art. 7 ust. 2 ustawy), włączając do niej (m.in.) określenie sposobu wyznaczenia obowiązujących w dniu 30 czerwca 2018 r. cen i stawek opłat za energię elektryczną dla odbiorców końcowych będących w szczególnych sytuacjach. Prezes URE został zobowiązany do obliczania i ogłaszania w Biuletynie Informacji Publicznej URE średnioważonych cen energii elektrycznej na rynku hurtowym, zgodnie ze sposobem i terminem określonym w rozporządzeniu, o którym mowa w ust. 2, oraz ogłaszania danych stanowiących części składowe służące do obliczenia kwot różnic cen, wskazanych w tym rozporządzeniu (art. 7 ust. 3).

W art. 8 – w następstwie wprowadzenia instytucji wniosku o wypłatę kwoty różnicy ceny (art. 7 ust. 1) – uchylono w ust. 2 pkt 4 i 5, a w ich miejsce dodano ust. 2a i 2b określające wymagania, które musi spełniać taki wniosek. Zarządcy rozliczeń cen przyznano kompetencję polegającą na weryfikowaniu wniosku pod względem prawidłowości dokonanych obliczeń i kompletności wymaganych dokumentów na podstawie podanych we wniosku danych (ust. 4). Rozstrzygnięto również, że w przypadku powzięcia uzasadnionych wątpliwości w zakresie prawdziwości informacji i danych zawartych we wniosku, zarządca rozliczeń cen dokonuje szczegółowej weryfikacji wniosku, poprzez żądanie od przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną lub odbiorcy końcowego, o którym mowa w art. 7 ust. 1, przedstawienia dokumentów lub informacji mających znaczenie dla oceny ich prawidłowości, a podmioty te zobowiązane są do ich przekazania zarządcy rozliczeń cen w terminie wskazanym w żądaniu, nie krótszym niż 14 dni. Ustalono też tryb i skutki postępowania weryfikacyjnego (ust. 4a-4c, ust. 5 i 8a).

W art. 10a dodano przepisy stanowiące, że zarządca rozliczeń cen wydaje decyzję administracyjną w sprawie zwrotu nienależnie pobranej kwoty różnicy ceny (ust. 1a), natomiast organem odwoławczym od tych decyzji jest dysponent funduszu (ust. 1b).

W nowym art. 19a przyjęto, że wnioski o wypłatę kwoty różnicy ceny po raz pierwszy będą mogły być złożone po dniu 31 marca 2019 r.

Zmiany w ustawie - Prawo ochrony środowiska 

W art. 401d określono, że przychodami Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (dalej NFOŚiGW) są także środki uzyskane ze sprzedaży uprawnień do emisji, o których mowa w art. 49 ust. 2a pkt 1 ustawy z dnia 12 czerwca 2015 r. o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (ust. 1a). 20% uzyskanych środków, pomniejszonych o koszty ich obsługi, przeznacza się nie tylko na dofinansowanie działań inwestycyjnych w obszarach: wykorzystania OZE, inwestycji w wysokosprawną kogenerację, inwestycji realizowanych przez operatora systemu dystrybucyjnego, dostosowania jednostek wytwórczych do poziomów emisji ustalonych w przepisach prawa UE oraz inwestycji w magazyny energii elektrycznej, ale również, w zakresie dotyczącym tych obszarów, na wykonywanie zadań i obsługę Krajowego Operatora Systemu Zielonych Inwestycji oraz refinansowanie NFOŚiGW kosztów poniesionych ze środków innych niż środki Rachunku klimatycznego (ust. 3).

Zmiany w ustawie o zarządzaniu emisjami

W art. 23a ust. 1 zapisano wartość środków z NFOŚiGW, tzn. 20%, które przekazuje się na wyodrębnione subkonto w ramach Rachunku klimatycznego z przeznaczeniem na zadania określone w art. 401d ust. 3 Prawa ochrony środowiska.

W art. 24 ust. 1 przesądzono, że Rada Konsultacyjna jest organem doradczym ministra właściwego do spraw środowiska w zakresie funkcjonowania Krajowego Systemu Zielonych Inwestycji, wyłącznie w odniesieniu do obszarów, o których mowa w art. 22 ust. 2 pkt 1‑4, 6‑8, 9 i 10 ustawy z dnia 27 lipca 2009 r. o systemie zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji.

W art. 25 do zadań Krajowego operatora (NFOŚiGW) zaliczono przedkładanie ministrowi właściwemu do spraw środowiska, a w zakresie programów i projektów przeznaczonych do realizacji w obszarach, o których mowa w art. 22 ust. 2 pkt 5, 5a i 8a-8c (por. wyżej w części II art. 401d ust. 3) – ministrowi właściwemu do spraw energii, list kosztów wstępnie zakwalifikowanych do refinansowania ze środków zgromadzonych na odrębnym Rachunku klimatycznym wraz ze wskazaniem programów lub projektów, których dotyczą te koszty (ust. 2 pkt 2a).

W art. 29 rozstrzygnięto, że Krajowy operator ustala regulamin naboru wniosków o dofinansowanie ze środków uzyskanych z aukcji CO₂, zatwierdzany przez ministra właściwego do spraw energii. Regulamin nie będzie musiał uwzględniać wymagań wynikających z zawartych umów sprzedaży jednostek przyznanej emisji (ust. 3a i 5).

Zmiany w ustawie o zmianie ustawy o biokomponentach 

W art. 15 sformułowano tzw. klauzulę zawieszającą, w myśl której przepisy art. 28ze ust. 1 ustawy zmienianej w art. 1 stosuje się od dnia ogłoszenia pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w tych przepisach ze wspólnym rynkiem lub stwierdzenia przez Komisję Europejską, że przepisy te nie stanowią pomocy publicznej (ust. 1). Jednak, zgodnie z ust. 2, przepisu ust. 1 nie stosuje się do wsparcia, do którego zastosowanie maja dwa rozporządzenia, tzn. rozporządzenia Komisji (UE) nr 651/2014 z dnia 17 czerwca 2014 r. uznającego niektóre rodzaje pomocy za zgodne z rynkiem wewnętrznym w zastosowaniu art. 107 i 108 Traktatu (Dz.Urz. UE L 187 z 26.06.2014, str. 1, z późn. zm.) oraz rozporządzenia Komisji (UE) nr 1407/2013 z dnia 18 grudnia 2013 r. w sprawie stosowania art. 107 i 108 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej do pomocy de minimis (Dz.Urz. UE L 352 z 24.12.2013, str. 1).

Zmiany w ustawie o promowaniu energii elektrycznej 

W art. 2 ustawy definiowano „decyzję inwestycyjną” rozumianą jako rozpoczęcie robót budowlanych związanych z inwestycją albo podjęcie wiążącego zobowiązania do zamówienia urządzeń lub inne zobowiązanie, które sprawia, że inwestycja staje się nieodwracalna, z wyłączeniem zakupu gruntów oraz prac przygotowawczych, polegających na uzyskiwaniu zezwoleń i wykonywaniu wstępnych studiów wykonalności, w zależności od tego, które zdarzenie nastąpi wcześniej (pkt 3a).

Zmieniono też definicję „nowej jednostki kogeneracji”, przyjmując, że będzie to jednostka kogeneracji, w czasie budowy której zainstalowano wyłącznie urządzenia wyprodukowane w okresie 60 miesięcy przed dniem wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej w tej jednostce, co do której decyzję inwestycyjną podjęto:

a) dla jednostek o mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 1 MW i mniejszej niż 50 MW – po dniu wygrania aukcji,

b) dla jednostek o mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 50 MW – po dniu wygrania naboru (pkt 14).

Natomiast przez „znacznie zmodernizowaną jednostkę kogeneracji” należy rozumieć jednostkę kogeneracji, która została poddana znacznej modernizacji, co do której decyzję inwestycyjną podjęto:

a) dla jednostek o mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 1 MW i mniejszej niż 50 MW – po dniu wygrania aukcji,

b) dla jednostek o mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 50 MW – po dniu wygrania naboru (pkt 46).

Ponadto, w art. 27 wprowadzono obowiązek przedłożenia Prezesowi URE (przed złożeniem wniosku o wypłatę premii kogeneracyjnej lub premii kogeneracyjnej indywidualnej) dokumentów potwierdzających, że w odniesieniu do budowy nowej jednostki kogeneracji albo znacznej modernizacji jednostki kogeneracji decyzja inwestycyjna została podjęta po dniu wygrania aukcji oraz, że urządzenia zamontowane w czasie budowy nowej jednostki kogeneracji albo znacznej modernizacji jednostki kogeneracji zostały wyprodukowane w okresie 60 miesięcy przed dniem wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej w nowej albo znacznie zmodernizowanej jednostce kogeneracji (ust. 1 pkt 1).

Brak złożenia tych dokumentów lub brak spełnienia wskazanych wyżej wymogów w zakresie terminu podjęcia decyzji inwestycyjnej stanowić będzie dla Prezesa URE podstawę do wydania decyzji o utracie przez wytwórcę prawa do wypłaty premii kogeneracyjnej (ust. 2 pkt 2; podobnie o utracie prawa do wypłaty premii kogeneracyjnej indywidualnej – art. 61 ust. 1 pkt 1 i ust. 2 pkt 2).

Przepisy przejściowe

W art. 6 nowelizacji sformułowano przepisy przejściowe, które wiążą się ze zmianami w ustawie o promowaniu energii elektrycznej. W przypadku gdy w odniesieniu do nowej jednostki kogeneracji w rozumieniu art. 2 pkt 14 ustawy zmienianej w art. 5, w brzmieniu dotychczasowym, decyzja inwestycyjna w rozumieniu art. 2 pkt 3a ustawy zmienianej w art. 5, w brzmieniu nadanym niniejszą ustawą, została podjęta pomiędzy dniem 1 stycznia 2019 r. a dniem wejścia w życie niniejszej ustawy, wytwórca w rozumieniu art. 2 pkt 42 ustawy zmienianej w art. 5 może uzyskać wsparcie dla tej jednostki wyłącznie odpowiednio w postaci premii gwarantowanej albo premii gwarantowanej indywidualnej (ust. 1).

W przypadku, o którym mowa w ust. 1, wytwórca może złożyć wniosek, o którym mowa w art. 30 ust. 1 ustawy zmienianej w art. 5, lub pierwszy wniosek, o którym mowa w art. 37 ust. 1 ustawy zmienianej w art. 5, dla tej jednostki kogeneracji, w terminie 60 dni po uzyskaniu lub zmianie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej albo po uzyskaniu lub zmianie wpisu do rejestru wytwórców biogazu rolniczego (ust. 2).

W przypadku wytwórcy, o którym mowa w ust. 1, okres wsparcia dla energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji dla jednostki, o której mowa w ust. 1, wynosi 15 lat, przy czym ten okres liczy się od pierwszego dnia po dniu uzyskania decyzji o dopuszczeniu, o której mowa w art. 30 ust. 4 ustawy zmienianej w art. 5, albo decyzji o dopuszczeniu, o której mowa w art. 37 ust. 3 ustawy zmienianej w art. 5, wytworzenia, wprowadzenia do sieci i sprzedaży energii elektrycznej z tej jednostki po uzyskaniu lub zmianie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej albo po uzyskaniu lub zmianie wpisu do rejestru wytwórców biogazu rolniczego, nie dłużej jednak niż do dnia 31 grudnia 2039 r. (ust. 3).

Kiedy zmiany wchodzą w życie?

Ustawa wejdzie w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia, z wyjątkiem art. 1, który wejdzie w życie z dniem następującym po dniu ogłoszenia.

Promowanie energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji

Wcześniej, 25 stycznia 2019 r. weszła bowiem w życie ustawa z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Ustawa ta wprowadza rozwiązania, które mają przyczynić się do poprawy jakości powietrza oraz zapewnić bezpieczeństwo dostaw ciepła i energii elektrycznej poprzez rozwój wysokosprawnej kogeneracji (jednoczesne wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła użytkowego w elektrociepłowniach).

Ustawa ta wprowadziła nowy system wsparcia dla jednostek kogeneracji, który zastąpi dotychczas istniejący mechanizm bazujący na formule świadectw pochodzenia. Nowe przepisy przewidują zatem zastąpienie obowiązującego do 31 grudnia 2018 r. systemu wsparcia producentów energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, opartego na tzw. świadectwach pochodzenia systemem wykorzystującym m.in. procedurę aukcyjną. Warunkiem uzyskania wsparcia będzie wprowadzanie do sieci ciepłowniczej co najmniej 70% ciepła użytkowego wytworzonego w wysokosprawnej kogeneracji, a także wskaźnik emisji CO₂ nie przekraczający 450 kg/MWh wytwarzanej energii elektrycznej i cieplnej. Wsparcie dla kogeneracji zostanie sfinansowane z opłaty kogeneracyjnej, wyodrębnionej na rachunku za energię elektryczną. W 2019 r. wyniesie ona 1,58 zł za 1 MWh.Wsparcie będzie udzielane maksymalnie na 15 lat. Nowe rozwiązania mają ograniczyć niekorzystne zjawiska środowiskowe, przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw ciepła i energii elektrycznej, a także ma poprawić efektywność wykorzystania nośników energii poprzez rozwój wysokosprawnej kogeneracji. 

Powyższe cele mają zostać osiągnięte poprzez promowanie energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji z czterech kategorii instalacji wytwórczych:

1. istniejących i zmodernizowanych jednostek kogeneracji (o mocy zainstalowanej elektrycznej 1–50 MW) oraz małych jednostek kogeneracji (o mocy zainstalowanej elektrycznej do 1 MW);
2. nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji (o mocy zainstalowanej elektrycznej 1–50 MW);
3. nowych i znacznie modernizowanych jednostek kogeneracji (o mocy zainstalowanej elektrycznej powyżej 50 MW) oraz
4. istniejących i zmodernizowanych jednostek kogeneracji (o mocy zainstalowanej elektrycznej powyżej 50 MW).

Ustawa zakłada wspieranie wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji, jedynie w tych instalacjach, które wprowadzą ciepło użytkowe wytworzone w tym samym procesie do sieci ciepłowniczej. Wprowadzenie wskazanego kryterium zrealizuje kluczowy cel mechanizmu, którym jest zmniejszenie zjawiska niskiej emisji, a w konsekwencji, poprawa jakości powietrza. Publiczna sieć ciepłownicza na potrzeby systemu wsparcia rozumiana będzie jako sieć służąca do przesyłania lub dystrybucji ciepła, do której przyłączona może być nieokreślona liczba odbiorców końcowych i do której jest już przyłączony co najmniej jeden odbiorca niebędący właścicielem, współwłaścicielem lub operatorem jednostki kogeneracji przyłączonej i wprowadzającej ciepło do tej sieci ciepłowniczej. Warunkiem uczestnictwa w systemie wsparcia jest wprowadzanie do sieci ciepłowniczej co najmniej 70% ciepła użytkowego wytworzonego w wysokosprawnej kogeneracji, w danej jednostce kogeneracyjnej. Powyższy warunek współpracy z publiczną siecią ciepłowniczą nie obejmie jednostek o mocy zainstalowanej elektrycznej mniejszej niż 1 MW oraz istniejących i zmodernizowanych jednostek opalanych metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego (o mocy zainstalowanej elektrycznej do 50 MW). W przypadku jednostek kogeneracji niespełniających ww. kryterium wprowadzania do sieci ciepłowniczej co najmniej 70% ciepła użytkowego wytworzonego w wysokosprawnej kogeneracji, dopuszczona zostanie możliwość wsparcia jedynie tej części energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, która proporcjonalnie odpowiadać będzie ilości ciepła użytkowego wprowadzonego do sieci ciepłowniczej.

Promowana będzie więc energia elektryczna z wysokosprawnej kogeneracji w 4 kategoriach instalacji wytwórczych. Istniejące i zmodernizowane jednostki o mocy 1–50 MW i poniżej 1 MW będą otrzymywać stałe premie do ceny energii elektrycznej. Nowe i znacznie zmodernizowane źródła o mocy elektrycznej 1–50 MW będą startować w aukcjach; wygrają te, które zaoferują najniższą wysokość premii kogeneracyjnej. Maksymalne wysokości premii zostaną wyznaczone dla różnych rodzajów paliwa: gazu, paliw stałych, biomasy i innych. Wysokość premii dla źródeł o mocy 50–300 MWe będzie ustalana na podstawie faktycznych paramentów i sytuacji rynkowej każdej jednostki. Z kolei największe jednostki, o mocy ponad 300 MWe, również będą miały wsparcie, wyznaczane indywidualnie, ale będzie ono podlegać notyfikacji Komisji Europejskiej.

Jednostki, które wprowadzą do publicznej sieci mniej niż 70% produkowanego ciepła, otrzymają premię kogeneracyjną za część energii elektrycznej, odpowiadającej procentowej części ciepła wprowadzanego do publicznej sieci ciepłowniczej.

Nowe i znacznie zmodernizowane jednostki kogeneracji będą uczestniczyć w konkurencyjnej procedurze aukcyjnej. W pierwszym kroku, na etapie projektowym, poddane zostaną ocenie w procedurze prekwalifikacji, sprawdzającej kwalifikowalność projektowanej jednostki do systemu wsparcia i przypisującej do odpowiednich koszyków aukcyjnych. Następnie będą uczestniczyć w aukcji, w ramach której dla jednostek kogeneracji opalanych poszczególnymi rodzajami paliw (paliwo stałe, paliwo gazowe, biomasa oraz pozostałe paliwa) wyznaczone zostaną wartości referencyjne, stanowiące górną granicę ofert składanych w aukcji. Aukcję wygrają oferty z najniższą wysokością premii ofertowej. Dodatkowo, w odniesieniu do znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji, aby umożliwić dostosowanie wysokości oferty do poniesionych nakładów inwestycyjnych na znaczną modernizację, ustalane będą odrębne wartości referencyjne dla tego typu jednostek, biorąc pod uwagę wartość udziału procentowego poniesionych kosztów inwestycyjnych znacznej modernizacji do wartości kosztów poniesionych dla nowej porównywalnej jednostki kogeneracji oraz rodzaj paliwa, którym opalana jest dana jednostka. Wytworzenie pierwszej energii będzie mogło nastąpić dopiero po rozstrzygnięciu aukcji. Premia będzie wypłacana po uruchomieniu instalacji, wprowadzeniu energii do sieci oraz sprzedaży tej energii.

Rozporządzenie do „ustawy ws. cen prądu”

Ministerstwo Energii przygotowało projekt rozporządzenia do „ustawy ws. cen prądu”.

Głównym celem projektu rozporządzenia jest określenie sposobu obliczenia kwoty różnicy ceny, w tym średnioważonej ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym oraz sposobu wyznaczania obowiązujących w dniu 30 czerwca 2018 r. cen i stawek opłat za energię elektryczną dla odbiorców końcowych (cen odniesienia).

Regulacja dotyczy głównie relacji pomiędzy spółkami obrotu a Funduszem Wypłaty Różnicy Cen. Rozporządzenie nie będzie miało bezpośredniego wpływu na zagwarantowany ustawowo brak wzrostu cen energii elektrycznej dla odbiorców w roku 2019 w porównaniu do cen z czerwca 2018 r. 

Projekt rozporządzenia w sprawie sposobu obliczenia kwoty różnicy ceny oraz sposobu wyznaczania cen odniesienia dostępny na stronie RCL

A.J.
Zespół e-prawnik.pl