Miesiąc: czerwiec 2021

Natomiast czwarta edycja Mojego Prądu będzie podzielona na transze. Budżet pierwszej transzy jest o wartości ok. 850 mln zł. Wartość drugiej transzy poznamy na jesieni br., po weryfikacji budżetów państw członkowskich UE.

Zasady trzeciej edycji Programu Mój Prąd

1. Celem programu jest zwiększenie produkcji energii elektrycznej z mikroinstalacji fotowoltaicznych na całym terenie Rzeczpospolitej Polskiej.
2. Trzecia edycja skierowana jest do osób fizycznych, wytwarzających energię elektryczną na własne potrzeby, które są stroną Umowy Kompleksowej. Jest to umowa regulująca zasady wprowadzenia do sieci energii elektrycznej wytworzonej w mikroinstalacji, którą zawiera się z Operatorem Sieci Dystrybucyjnej (OSD), zakładem energetycznym.
3. Instalacja o mocy od 2 kW do 10 kW.
4. Całkowity budżet edycji 3.0 wynosi 534 mln zł. Budżet ten może się zwiększyć.
5. W ramach tej edycji z dofinansowania skorzysta ponad 178 tys. gospodarstw domowych.
6. Wydatki poniosłeś od 1 lutego 2020 roku i instalacja nie została zakończona przed tą datą.
7. Twoja instalacja nie jest rozbudową już istniejącej instalacji PV.
8. Wnioski należy składać wyłącznie drogą elektroniczną, czyli proste i wygodne zasady aplikowania.
9. Inwestycja zakończona i podłączona do sieci OSD (Operator Systemu Dystrybucyjnego).
10. Wartość dofinansowania do 3 000 zł.
11. Dofinansowanie nie może być większe niż 50% kosztów kwalifikowanych.
12. Dotacja jest zwolniona z podatku PIT.
13. Koszty inwestycji, które nie zostały pokryte wsparciem możesz odliczyć od podatku (ulga termomodernizacyjna).
14. Dotację z Programu 3.0 można łączyć z ulgą termomodernizacyjną, ale nie można łączyć z Programem „Czyste Powietrze”.
15. Nabór wniosków od 1.07.2021 r. do 22.12.2021 r. lub do wyczerpania alokacji środków.
16. O dofinansowanie mogą ubiegać się również inwestycje podłączone do sieci OSD, w których poniesiono koszty kwalifikowane od dnia 01.02.2020 roku.
17. Weryfikacja wniosków ma trwać 30 dni.
18. Wypłata dotacji na konto beneficjenta będzie następowała po rozliczeniu inwestycji, czyli m.in. podłączeniu do sieci, przedstawieniu odpowiednich dokumentów oraz zapłaconych faktur.
19. Możliwe będzie połączenie dofinasowania z ulgą termomodernizacyjną, o ile koszty przedstawione do rozliczenia będą pomniejszone o kwotę przyznanej dotacji. Wysokość dotacji będzie zależała od zakresu rzeczowego inwestycji. Planowane dofinansowanie do mikroinstalacji PV wyniesie maksymalnie do 50% kosztów kwalifikowanych, ale nie więcej niż 3 000 zł. W przypadku wcześniejszego skorzystania z ulgi termomodernizacyjnej, prosument doliczy dofinansowanie do podstawy opodatkowania za 2021 rok w zeznaniu podatkowym składanym w przyszłym roku.
20. Wszystkie edycje, w tym obecna edycja 3.0 Programu Mój Prąd są finansowane ze środków unijnych z instrumentu, w którym koszty kwalifikowane stanowią wydatki poniesione od 1.02.2020 r. do 31.12.2023 r.

Wiceminister Zyska przekazał, że Program będzie finansowany ze środków unijnych, z instrumentu, w którym koszty kwalifikowane stanowią wydatki poniesione w okresie od 1 lutego 2020 r. do 31 grudnia 2023 r. Oznacza to, że ci, którzy kupili instalację PV przed ogłoszeniem naboru, ale po 31 stycznia 2020 r., będą mogli skorzystać z dofinansowania po spełnieniu innych warunków określonych w programie.

Dla średniej instalacji o mocy 5,6 kW, po uwzględnieniu ulgi termomodernizacyjnej wynoszącej blisko 4 tys. zł i obowiązującego systemu opustów, czas zwrotu z inwestycji dla 4-osobowej rodziny wyniesie niecałe 7 lat.

Mój Prąd 4.0, czyli czwarta edycja Programu Mój Prąd.
Realizowana będzie pod nazwą: „Nie wypuszczaj prądu z domu”.

Będzie ona zawierała zarówno obecnie dostępne zachęty (ulga termomodernizacyjna, kompleksowe wsparcie w obecnych programach, tj. dofinansowanie do 5 tys. złotych do paneli PV w programie „Czyste Powietrze”, w którym podstawa to wymiana tzw. „kopciucha”. Dofinansowane zostaną także nowe rozwiązania służące magazynowaniu energii w różnej postaci, systemy zarządzania energią na poziomie gospodarstwa domowego oraz urządzenia zwiększające autokonsumpcję, jak np. ładowarki samochodów elektrycznych.

Czwarta edycja Mojego Prądu będzie podzielona na transze. Budżet pierwszej transzy jest o wartości ok. 850 mln zł. Wartość drugiej transzy poznamy na jesieni br., po weryfikacji budżetów państw członkowskich UE.

Paweł Mirowski – wiceprezes NFOŚiGW, odpowiedzialny za obszar OZE Funduszu powiedział
– „W 2022 roku będziemy nadal oferować dotacje do zakupu paneli PV, ale będą one powiązane z komponentami motywującymi prosumenta do autokonsumpcji wytworzonej energii elektrycznej, czyli inteligentnym systemem zarządzania energią, ładowarką do samochodu, magazynem ciepła i chłodu, a być może także indywidualnym magazynem energii”.

Zyska pytany o możliwą wysokość dotacji do magazynu energii podkreślił, że nie zostało to jeszcze ustalone, choć jego zdaniem dopłata mogłaby wahać się w przedziale od 25 proc. do 50 proc. ceny takiego magazynu. „Dofinansowanie nie może być ani za niskie, ani za wysokie. Jeśli będzie za niskie, nie wytworzymy decyzji inwestycyjnej. Przy za wysokiej dotacji z kolei będzie to nadmiarowa interwencja, która zepsuje rynek magazynów energii, a rynek ten musi się rozwijać także po ustaniu wsparcia” – powiedział.

Prognozy ilości nowych PV na 2021 rok, czyli kiedy skończy się dofinasowanie Programu 3.0?

Pierwszy i drugi nabór Programu Mój Prąd, trwał od 30 sierpnia 2019 roku i do 18 grudnia 2020 roku.
Łączny budżet dofinasowania wyniósł 1,6 mld zł. W ramach obu edycji dofinansowano ok. 320 tys. mikroinstalacji.
Na koniec 2020 roku pracowało w Polsce 457 tys. mikroinstalacji PV, w tym nowych 295 tys. PV.

W połowie czerwca br. wg prognoz Ministerstwa Klimatu i Środowiska w Polsce działa już ponad 600 tys. mikroinstalacji PV. Tylko w pierwszych 6 miesiącach br. przybyło ok. 150 tys. nowych instalacji PV.

Dla porównania w pierwszej połowie 2020 roku przybyło 89,9 tys. PV a w 2 P 2020 roku ponad 205 tys. PV.
A to oznacza, że w 1 połowie roku 2020 przybyło 30% i w 2 połowie roku aż 70% nowych instalacji PV.

Dokładnie jaka będzie ilość nowych PV tego, przy wielu zmianach dziś nikt nie wie. Jednak warto przyjąć jakieś prognozy.

Wariant optymistyczny.
Przyjmując proporcję z 2020 roku, w 2 połowie 2021 roku może przybyć nawet 350 tys. PV i wówczas w całym 2021 roku do sieci przyłączy się aż 500 tys. nowych instalacji PV.

Wariant pesymistyczny.
Przyjmując, że w 2 połowie 2021 roku może przybyć podobna ilość PV jak w 1 połowie br. wówczas w całym 2021 roku do sieci przyłączy się ok. 300 tys. nowych instalacji PV.

Wnioski.

1. Z prognoz wynika, że budżet skończy się znacznie wcześniej niż w planowanym terminie tj. 22.12.2021r.
   Jeśli w 1 połowie 2021 roku przybyło 150 tys. instalacji PV i w obecnych miesiącach przybywa po ok. 30 tys. PV, to oznacza, że na koniec lipca będzie ok. 180 tys. PV a na koniec sierpnia ok. 210 tys. PV.
2. Przyjmując, że nie wszystkie nowe instalacje otrzymają dofinansowanie z Programu Mój Prąd, można szacować, że obecny budżet Mój Prąd 3.0 (na 178 tys. PV) skończy się już w sierpniu br.
3. Chcąc otrzymać dofinansowanie z trzeciej edycji należy teraz podjąć decyzję o inwestycji.
4. Dodatkowy bodziec do inwestycji teraz – latem jest największa produkcja prądu z fotowoltaiki.
5. Osoby zwlekające z decyzją będą musiały czekać na dofinansowanie z czwartej edycji, tj. do 2022 roku.

Dostosowanie rynku mocy do stale rosnących potrzeb zapewni bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej. Jak wiemy przez wiele lat mamy bardzo dużą dynamikę rozwoju produkcji energii z OZE. Wszelkie prognozy wskazują na to, że producentów prądu z instalacją PV w domach jednorodzinnych będzie nadal szybko przybywało. Do końca 2023 może ich przybyć nawet 1,4 mln tj. w ciągu 30 miesięcy spodziewamy się 233% wzrostu mikroinstalacji PV w domach jednorodzinnych. Oznacza to, że już za 2,5 roku, 4 na 10 gospodarstw domowych będzie produkowało własny prąd!

Dlatego powstaje coraz większe ryzyko tzw. blackoutu. Jest to nagła, poważna awaria systemu elektroenergetycznego powodująca dłuższą przerwę w dostawie energii. Warto zaznaczyć, że dla ludności a zwłaszcza dla biznesu, potencjalne przerwy w dostawie prądu wiążą się z wielomilionowymi stratami.

Związana z wprowadzeniem rynku mocy tzw. opłata mocowa, doliczana do rachunku odbiorcy energii od stycznia 2021 roku, to inwestycja w budowę nowych oraz modernizację i utrzymanie już istniejących jednostek wytwórczych, a także na wsparcie dla elektrowni w dostosowaniu się do norm ekologicznych.

Oczekuje się, że zmiana ustawy o rynku mocy, zagwarantuje utrzymanie prawidłowego bilansowania mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Cel to zostanie osiągnięty poprzez budowę nowych bloków oraz inwestycje w innowacje systemy m.in. magazyny energii i DSR.

DSR (ang. Demand Side Response) – to jeden ze środków zaradczych stosowanych przez  Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) w celu zapewnienia bilansu mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym w ekstremalnych sytuacjach jego funkcjonowania, w których równowaga pomiędzy zapotrzebowaniem na energię elektryczną a dostępnymi możliwościami jej wytworzenia i przesłania jest chwilowo naruszona.

DSR Usługa – jest usługą dobrowolną wykorzystywaną przez OSP w celu niedopuszczenia do wprowadzenia ograniczeń w dostarczeniu i poborze energii elektrycznej, zatem dotyczy wyjątkowych sytuacji w systemie elektroenergetycznym i jedynie wybranych godzin doby (np. godzin szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną).

Zdaniem Michała Kurtyki – Ministra Klimatu i Środowiska – celem ustawy o rynku mocy, wzmocnienie stabilności Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, a tym samym zagwarantowanie Polakom bezpieczeństwa energetycznego. Jednocześnie, projekt ma sprzyjać rozwojowi gospodarki, wsparciu przemysłu i ochronie konkurencyjności.
Nowy sposób naliczania opłaty mocowej będzie premiować stabilny pobór energii i jej zużywanie w godzinach pozaszczytowych oraz pozwoli odbiorcom obniżyć ponoszone przez nich opłaty za energię

W projekcie nowelizacji ustawy zaakceptowano nową metodę naliczania opłaty mocowej. Rozwiązanie jest odpowiedzią na postulaty zgłaszane przez przedsiębiorców, zwłaszcza przez tzw. odbiorców energochłonnych. Formuła opiera się na koncepcji uzależnienia stawki opłaty mocowej od profilu zużycia energii. Jest to propozycja uniwersalna, mająca zastosowanie do wszystkich odbiorców.

Musimy wprowadzić nowe regulacje rozliczeń prosumentów. Jest to działanie przemyślane, oparte na doświadczeniach, analizach i uzgodnieniach z operatorem systemu przesyłowego – Polskie Sieci Elektroenergetyczne i z operatorami systemów dystrybucyjnych (OSD).

Chcę uspokoić, że prosumentom nic nie grozi – nie szykujemy na nich żadnego zamachu.
Obecnych prosumentów jest 0,6 mln. Do 1 lipca 2021 roku może przybyć kolejnych ok. 0,4 mln. W sumie za 12 miesięcy może być ok. 1 mln prosumentów. Grupa ta będzie miała zagwarantowany system opustów przez 15 lat od daty pierwszego wprowadzenia wyprodukowanej przez prosumenta energii do sieci. W tym czasie będą oni mieli możliwość dobrowolnego przejścia do nowego systemu rozliczeń.

Argumenty przemawiające za nowym modelem to:

1. Dostosowanie polskiego modelu rozliczeń energii do dyrektywy unijnej.
2. Opusty były potrzebne na początkowym etapie a obecnie wyczerpały swoją formułę.
3. Wymagane jest osobne rozliczanie energii wprowadzonej i pobranej z sieci.
4. Wymagane jest ponoszenie opłat za użytkowanie sieci jako zmienna opłata dystrybucyjna.
5. Prosumenci powinni być aktywnymi uczestnikami rynku.
6. W ciągu doby prosument będzie miał możliwość zmiany sprzedawcy energii.
7. Prosument będzie mógł sprzedać wytworzoną przez siebie energię na rynku np. agregatorowi.
8. Agregator może zaproponować wyższą cenę niż urzędowa.

Zespół pracujący nad ustawą zastanawia się nad zasadą ustalania ceny urzędowej. Czy cena urzędowa:

1. Powinna bazować na cenie z poprzedniego kwartału (wg pierwotnej propozycji)
   czy lepiej będzie aby
2. Cenę urzędową ustalić na poziomie ceny rynkowej

Bardzo liczymy na konstruktywne propozycje w ramach konsultacji publicznych – powiedział Zyska.
Naszą intencją jest ochrona prosumentów przed ewentualnymi cenami ujemnymi, które już występują w niektórych krajach.
Nowa ustawa pozytywnie wpłynie na:

1. Inwestycje instalacji PV o optymalnej mocy, zgodnej z faktycznym zużyciem energii.
2. Rozważenia zakupu magazynu energii, gdy zakup będzie uzasadniony ekonomicznie.
3. Zmniejszenie wykorzystania energii w szczycie i a większe wykorzystanie tańszej energii w g.13-15 i w nocy.

Zgodnie z dyrektywami i polityką UE chcemy wprowadzić taryfy dynamiczne, które będą się zmieniały nawet co 15 minut. To urealni rynek energii. Prosument na bieżąco będzie mógł wybrać najlepszą ofertę cenową. Zachęci to do np. robienia prania, kiedy jesteśmy w pracy lub w nocy.

Zdaniem Ministra – wraz z wejściem w życie nowego systemu prosumenckiego wdrożymy nową edycję programu „Mój prąd”. Będzie on w większym stopniu finansował magazyny energii, ciepła i chłodu oraz systemy zarządzania energią w gospodarstwach domowych. W przyszłości będziemy mieć w domu komputer pokładowy, który będzie zarządzał naszymi sprzętami, włączy je w chwili najniższej ceny energii.

Zdaniem Ireneusza Zyski nieprawdziwa jest teza wzrostu rocznych kosztów o ok. 1300 zł w nowym systemie.
W uzasadnieniu Minister podał, że w obliczeniach nie uwzględniono:

1. Niższych o 20% kosztów inwestycji w instalację fotowoltaiczną.
2. Możliwości przejścia na taryfy z niższymi cenami energii w godzinach nocnych, np. G12.
   Dla prosumenta zużywającego 4 500 kWh/rocznie taryfa taka przyniesie oszczędność ok. 500 zł.

Dla osób z instalacją PV, koszt zakupu energii, z uwzględnieniem inwestycji, będzie o połowę niższy w porównaniu do osób, które nie będą prosumentami.
Minister przypomniał, że nowa ustawa zacznie obowiązywać najwcześniej od 1 lipca 2022 roku lub nawet od 1 stycznia 2023 roku. Wynika to z długiego procesu legislacyjnego, który będzie bardzo transparentny.
Zespół pracujący nad wprowadzeniem nowej ustawy jest gotowy do merytorycznej dyskusji.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska zmienia filozofię rynku energii w Polsce. Obecny, pasywny odbiorca energii zmieni się w aktywnego odbiorcę. Pojawią się nowe narzędzia i specjalizacji zawodowe m.in.

1. Darmowa porównywarka cen energii.
Odpowiedzialność za to narzędzie będzie spoczywała na Prezesie Urzędu Regulacji Energetyki (URE).
Sprzedawcy energii będą zobligowani przekazywać do Prezesa URE zaktualizowane informacje o ofertach sprzedaży energii oraz o innych świadczonych przez nich usługach. Tym samym w jednym miejscu w Internecie można będzie porównać wszystkie ofert sprzedaży energii elektrycznej.

Umożliwi to każdemu odbiorcy bezpłatny i szybki tj do 24 godzin wybór najkorzystniejszej oferty na rynku.
Z tego przywileju będą mogli korzystać gospodarstwa domowe oraz mikroprzedsiębiorcy o przewidywanym rocznym zużyciu poniżej 100 000 kWh tj. 100 MWh.
MKIŚ zakłada, że to narzędzie korzystnie wpłynie na zwiększenie konkurencji na rynku. Jednocześnie zmobilizuje to sprzedawców do przygotowywania bardziej złożonych produktów, odpowiadających indywidulanym potrzebom różnych grup odbiorców.

2. Agregatorzy energii.
Będą to nowe podmioty na rynku, który będą działać w imieniu większej grupy odbiorców, oferując im lepsze warunki zakupu energii.
Agregatorzy będą mogli również inwestować we własne możliwości magazynowania energii, dzięki czemu będą łagodzić szczytowe zużycie energii. Dzięki temu sieci energetyczne będą odciążane.

3. Przejrzysta faktura podstawą rozliczeń.
Zgodnie z przepisami unijnymi, rachunki za energię elektryczną powinny być wystawione w sposób poprawny, jasny i zwięzły. Na rachunkach pojawią się nowe pozycje:

• graficzne porównanie bieżącego zużycia energii ze zużyciem w tym samym okresie ub. roku
• informacje o dostępności i korzyściach płynących ze zmiany sprzedawcy
• informacje o prawach konsumenta, związanych z pozasądowym rozstrzyganiem sporów
• link do porównywarki
• informację o przyszłej zmianie produktu, ceny lub rabacie wraz z datą wprowadzenia zmiany.

4. Przejrzysta umowa.
Przejrzystość, ułatwiająca zrozumienie naliczania opłat za korzystanie z energii elektrycznej.
Dotyczy to także tzw. dynamicznych cen energii elektrycznej, tj. wynikających z bieżącego kształtowania się podaży i popytu na rynku energetycznym. Sprzedawcy energii elektrycznej będą zobowiązani do jasnego informowania nabywców zarówno o kosztach, korzyściach, jaki o ryzykach związanych z zawarciem takiej umowy.
Z ofert z ceną dynamiczną będzie mógł skorzystać każdy konsument posiadający zainstalowany licznik zdalnego odczytu tj. inteligentnego opomiarowania.

5. Większa ochrona odbiorców.
Sprzedawcy energii elektrycznej będą mieli większe obowiązki wobec odbiorców zagrożonych odłączeniem energii z powodu zalegania z płatnościami. Oznacza to informowanie z wyprzedzeniem o dostępnych rozwiązaniach, alternatywnych do odłączania energii, tj.: systemów przedpłat, audytów energetycznych, usług doradztwa w zakresie energii elektrycznej oraz zarządzania długiem, alternatywnych planów płatności czy też wstrzymania odłączenia energii na wskazany okres.

6. Wsparcie innowacyjności w energetyce.
Powstaną ułatwienia administracyjne w budowie linii bezpośrednich, dzięki czemu inwestycje w rozwój rozproszonych źródeł wytwarzania będą jeszcze bardziej korzystne. Linie bezpośrednie są to dedykowane linie energetyczne, łączące odbiorcę z instalacją wytwarzającą energię,  np. farmą fotowoltaiczną. Dostarczanie energii oparte na takiej „prywatnej” linii, przyczyni się do oszczędności na rachunkach. W rezultacie, budowa linii bezpośrednich może skutecznie zabezpieczyć przedsiębiorców oraz duże zakłady przemysłowe przed skokowymi wzrostami cen za energię, wzrostem kosztów produkcji. W rezultacie przedsiębiorcy będą mogli zachować swój poziom konkurencyjności.
Inwestycja we własne środki wytwórcze, pozwali obniżać emisyjność systemu elektroenergetycznego. Wpłynie to korzystnie na klimat.
Rozwój sektora przyśpieszą również projekty korzystające z tzw. piaskownic regulacyjnych.
Dla sektora energetycznego, będzie to bezpieczna przestrzeń prawna do testowania i wdrażania nowych technologii, usług, produktów, modeli współpracy użytkowników systemu lub rozwiązań technologicznych. Po pozytywnym rozpatrzeniu wniosku, Prezes Urzędu Regulacji Energetyki udzieli wnioskodawcy na okres maksymalnie 3 lat, zwolnienia od stosowania określonych przepisów ustawy – Prawo energetyczne. Piaskownice regulacyjne, popularne m.in. we Francji, w Niemczech i Holandii, przyczynią się do promocji nowych rozwiązań na rynkach energetycznych i testów ich skuteczności. Projekty realizowane w ramach piaskownic regulacyjnych, powinny przynieść wymierną korzyść transformacji energetycznej.

Wszystkie powyższe nowe zmiany uczynią energetykę zdecentralizowaną, innowacyjną i lokalną.

Nowa regulacja nie wejdzie w życie w pierwotnie planowanym terminie 1 stycznia 2022 roku. Wiceminister powiedział PAP, że proces legislacyjny trwa około roku. Dlatego możemy spodziewać się, że ustawa zmieniająca zasady rozliczania prądu z fotowoltaiki wejdzie w życie najwcześniej 1 lipca 2022 roku.
Może nawet zacząć obowiązywać w późniejszym terminie tj. od 1 stycznia 2023 roku.
Obecnie prosument, czyli osoba wytwarzająca prąd z fotowoltaiki w zamian za prąd oddawany do sieci może odebrać:
– 80 proc. oddanej energii, przy instalacji o mocy do 10 kW lub
– 70 proc. oddanej energii, przy instalacji o mocy powyżej 10 kW

Nowe prawo spowoduje, że nadwyżki wyprodukowanej i niedobory potrzebnej energii będą kupowane na wolnym rynku. Nowe przepisy dla prosumentów będą mniej korzystne od obecnych.
Uzasadnienie jest takie, aby produkować optymalną ilość energii niezbędną na własne potrzeby. Inaczej mówiąc, aby do systemu jak najmniej oddawać i pobierać energii. Jednak nie da się przewidzieć jakie będzie zapotrzebowanie energii w gospodarstwie domowych w perspektywie wielu lat. Ponadto w Polsce mamy różną ilość godzin, kiedy instalacji produkuje prąd w zależności od pory roku.

Dlatego branża OZE popiera system rozliczeń przedstawiony wcześniej przez Jadwigę Emilewicz – była wicepremier i minister rozwoju. Pani Emilewicz zaproponowała, aby prąd z PV sprzedawać i kupować po identycznej stawce. Natomiast dodatkowe opłaty powinny być związane z kosztami dystrybucji nadwyżek prądu. W tym roku średni koszt dystrybucji prądu waha się w granicach 0,32 zł do 0,38 zł / 1 kWh. Przy tej zasadzie koszty obu modeli rozliczeń będą zbliżone, jeśli średni zakup i nadwyżki energii elektrycznej będą na poziomie 40% wyprodukowanej energii w całym roku.
Warto będzie porównać koszty inwestycji w zakup magazynu energii i korzyści płynących z tej inwestycji.
Natomiast osoby, które już założyły instalację PV oraz nowe, które ją założą i uruchomią w terminie do 1 lipca 2022 roku, przez co najmniej 15 lat będą rozliczały się z zakładami energetycznymi  na obecnych zasadach.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska uzasadnia, że proponowane zmiany są niezbędne dla stabilnego rozwoju systemu energetycznego w Polsce. Jednocześnie sprzedaż nadwyżek energii elektrycznej jest spójna z wymogami unijnej dyrektywy.
– W Polsce osiągnęliśmy wielki sukces, jeżeli chodzi o rozwój ruchu prosumenckiego. To pokazuje skalę wzrostu rok do roku – mamy największe przyrosty w UE, bo być może poziom z którego zaczynaliśmy był niski. Polska przeżywa boom inwestycyjny, jeśli chodzi o instalacje PV na dachach w domu. W roku 2015 roku w grudniu było ich ok. 4 tys. W tej chwili według najnowszych danych jest ich ponad 600 tys., ten przyrost może do końca roku osiągnąć – nie chce spekulować – blisko 1 mln prosumentów – powiedział wiceminister.
– Jako prosumenci traktujemy sieć jako magazyn energii z niewielką opłatą 20 proc. Te koszty są nieadekwatne do możliwości udźwignięcia przez system elektroenergetyczny. W szczytowych momentach, tzw. pikach energii, kiedy jest nadmiar energii, automatyka systemowa musi te instalacje wyłączać. Wtedy mamy niezadowolenie i frustrację prosumentów – nie po to zainstalowaliśmy instalacje, by były wyłączane – powiedział Zyska.
Wiceminister wskazał także, że nowelizacja prawa pozwoli na rozwój przydomowych magazynów energii.
– Nowymi rozwiązaniami zachęcamy także do instalowania magazynów energii, które są elementem stabilizującym system. Rosnąca liczba magazynów zwiększa także gwarancję sprawnego działania mikroinstalacji w kraju – podkreślił Ireneusz Zyska.
PSE przygotowały plan rozbudowy systemu rozwoju sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, który został zatwierdzony przez Prezesa URE – powiedział.

Z dniem 1 lipca br. resort chce uruchomić nabór w 3 edycji programu Mój Prąd 3.0. Będzie on nieznacznie zmodyfikowany w stosunku do ostatniej edycji zakończonej w grudniu 2020 roku.
– W przyszłym roku chcielibyśmy, w skorelowaniu wejścia w życie nowej ustawy OZE związanej z rozliczeniami prosumentów, ogłosić kolejną edycję Mojego Prądu – 4.0. Plany są takie, aby w kolejnej edycji dofinansowywać także zakup magazynów energii, magazynów ciepła – powiedział wiceminister.

Planowane jest także rozwinięcie programu dedykowanego dla operatorów sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, związanych z instalacją zbiorczych magazynów energii na końcówkach sieci.
Warto zaznaczyć, że każdy kraj, w którym następuje duży rozwój instalacji PV zmaga się z podobnymi wyzwaniami.

Artykuł przygotowany na podstawie publikacji: Reuter, Agencji informacyjnej Mehr i Majid Asgaripour.

Jedyna elektrownia jądrowa w Iranie została tymczasowo, awaryjne zamknięta. Informację tą podał urzędnik państwowej firmy elektrycznej Tavanir, Gholamali Rakhshanimehr.

W niedzielę 20 czerwca 2021 roku Urzędnik państwowego koncernu energetycznego Gholamali Rakhshanimehr powiedział w programie talk-show, że zamknięcie elektrowni w Bushehr rozpoczęło się w sobotę i potrwa od trzech do czterech dni. Stwierdził, że mogą wystąpić przerwy w dostawie prądu podczas napraw. Urzędnicy w oficjalnym komunikacie powiedzieli, że nagłe zamknięcie było potrzebne, aby naprawić nieokreślone problemy techniczne w zakładzie. Prawdziwe przyczyny zamknięcia elektrowni jądrowej w Bushehr jeszcze nie są jasne.

Ważne informacje geograficzne, historyczne i polityczne, które warto rozważyć.
Elektrownia znajduje się w pobliżu aktywnych uskoków tektonicznych. Została zbudowana tak, aby wytrzymać potężne wstrząsy. W przeszłości przechodziła okresowe wstrząsy.
W ostatnich dniach na tym obszarze nie odnotowano żadnych znaczących trzęsień ziemi.
W marcu urzędnik nuklearny Mahmoud Jafari powiedział, że elektrownia może przestać działać, ponieważ Iran nie może pozyskać do niej części i sprzętu z Rosji z powodu sankcji bankowych nałożonych przez USA w 2018 roku.
Reaktor jądrowy znajdującej się w południowym mieście portowym Bushehr, położony 1200 km na południe od stolicy Iranu, Teheranu, rozpoczął pracę 10 lat temu w 2011 roku.
Budowa reaktora na północnym wybrzeżu Zatoki Perskiej rozpoczęła się za szacha Iranu w połowie lat 70 – tych XX wieku. Po ok. 36 latach pracy uruchomiono pierwszą elektronie jądrową w Iranie.

Po rewolucji islamskiej w 1979 roku elektrownia była wielokrotnie celem wojny iracko-irańskiej.  Rosja dokończyła budowę obiektu.
Zgodnie z umową o nierozprzestrzenianiu broni jądrowej uran używany do zasilania elektrowni w Bushehr jest produkowany w Rosji. Iran jest zobowiązany do wysłania zużytych prętów paliwowych z reaktora z powrotem do Rosji.
Zobowiązanie Iranu jest monitorowane przez Międzynarodową Agencję Energii Atomowej (MAEA) ONZ.
MAEA nie odpowiedziała natychmiast na prośbę o komentarz w sprawie zgłoszonego zamknięcia. W 2015 roku Iran zawarł porozumienie z światowymi mocarstwami w celu powstrzymania rozwoju irańskiej broni jądrowej. Porozumienie to nazwano Wspólny Kompleksowy Plan Działania (JCPOA), znane jest bardziej jako porozumienie nuklearne z Iranem, zniosło międzynarodowe sankcje gospodarcze nałożone na Iran. W zamian Iran byłby poddawany niezapowiedzianym inspekcjom swoich obiektów jądrowych, ale zezwolił na wzbogacanie uranu do maksymalnie 3,67% w swoich reaktorach energetycznych. Jednak były prezydent USA Donald Trump zerwał umowę w maju 2018 r. i ponownie nałożył sankcje gospodarcze na Iran.
W minioną niedzielę w Wiedniu Unia Europejska przewodniczyła w spotkaniu szóstej rundy rozmów między Rosją, Chinami, Niemcami, Francją, Wielką Brytanią i Iranem. Kraje zaangażowane w negocjacje próbowały rozwiązać główne nierozstrzygnięte kwestie dotyczące sposobu przywrócenia USA do przełomowego porozumienia nuklearnego, którą Donald Trump jednostronnie zerwał w 2018 roku.
Spotkanie było pierwszym od czasu, gdy szef irańskiego sądownictwa Iranu w ubiegły piątek odniósł miażdżące zwycięstwo w wyborach prezydenckich. Niektórzy dyplomaci wyrażali obawy, że wybór nowego prezydenta Iranu, Ebrahima Raisi, może skomplikować ewentualny powrót do porozumienia nuklearnego. Dyplomaci w niedzielę powiedzieli, że teraz do rządów zaangażowanych w negocjacje należy podjęcie decyzji politycznych w sprawie przedłużenia umowy.

Enrique Mora, urzędnik Unii Europejskiej, który przewodniczył końcowemu spotkaniu szóstej rundy rozmów między Rosją, Chinami, Niemcami, Francją, Wielką Brytanią i Iranem, powiedział dziennikarzom, że „jesteśmy bliżej porozumienia, ale wciąż nas tam nie ma”. „Poczyniliśmy postępy w wielu kwestiach technicznych” – dodał Mora. „Mamy teraz większą jasność co do dokumentów technicznych – wszystkie są dość złożone – i ta jasność pozwala nam mieć również świetne wyobrażenie o tym, jakie są problemy polityczne”.
Czołowy przedstawiciel Rosji Michaił Uljanow powiedział, że spodziewa się, że dyplomaci wrócą na ostatnią rundę rozmów w Wiedniu za około 10 dni i że mogą zakończyć negocjacje do połowy lipca.
Podsumowanie.
Temat warto monitorować z trzech bardzo ważnych powodów, tj.:

1. Bezpieczeństwa nuklearnego na świecie, w UE i Polsce.
2. Przedłużający się brak produkcji prądu w 83 milionowym kraju może spowodować destabilizację systemu energetycznego, w tym dostaw ropy naftowej.
3. Możliwość poważnych awarii elektrowni jądrowej oraz uwarunkowania polityczne, w tym produkcja paliwa i ewentualne sankcje, powinien brać pod uwagę polski rząd, przy planowaniu budowy elektrowni jądrowej w Polsce.

Wg obecnej definicji uczestnikiem rynku energii, będzie każdy odbiorca, w tym odbiorca, który nie posiada osobowości prawnej. Operator Systemu Informacji Rynku Energii (OIRE) będzie PSE.
Ustawa określa jakie dane będą gromadzone i udostępniane.
Dane z liczników o pobranej i oddanej do sieci energii będą sumowane w okresach 15 min.

Harmonogram montażu przez Operatorów Systemu Dystrybucyjnego (OSD) energii elektrycznej inteligentnych liczników jest następujący.

Do końca roku:
2023 – co najmniej 15 proc.
2025 – co najmniej 35 proc.
2027 – co najmniej 65 proc.
2028 – co najmniej 80 proc.

Nowe zapisy zawierają pakiet rozwiązań dla magazynów energii elektrycznej, w tym:

• ujednolicenie definicji dotyczących magazynów energii
• magazyny energii o mocy do 10 MW nie będą wymagały koncesji
• magazyny energii o mocy powyżej 50 kW będą wpisane do rejestru magazynów operatora
• magazynowanie zostanie zwolnione z obowiązków taryfowych
• wprowadzenie zakazu zawierania umów sprzedaży paliw gazowych i energii elektrycznej poza lokalem przedsiębiorstwa, celem przeciwdziałania nieuczciwym praktykom niektórych sprzedawców
• magazyny energii będą rozliczane wg reguły salda
• saldo to różnica pomiędzy ilością energii pobranej i energii ponownie wprowadzonej do sieci
• operator systemu magazynowania ma obowiązek opracowywania instrukcji ruchu i eksploatacji instalacji magazynowej
• zniknie podwójne pobieranie opłat dystrybucyjnych i przesyłowych, za energię pobraną i oddaną z magazynu do sieci

Ustawa uwzględnia rekuperację, czyli odzyskiwanie energii elektrycznej wprowadzonej do sieci w czasie hamowania pociągów lub tramwajów lub trolejbusów. Rozliczanie energii rekuperacji będzie odbywało się również na podstawie różnicy ilości energii pobranej i zwróconej przez określonego odbiorcę.

Prezes URE będzie mógł cofnąć koncesję przedsiębiorstwu energetycznemu, jeśli Prezes Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów wyda decyzję o naruszeniu zbiorowych interesów konsumentów.

Zasadnicza część przepisów Ustawy ma wejść w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia.
Przewidziano wiele wyjątków np. przepisy odnoszące się do rozporządzenia w zakresie infrastruktury sieci domowej wejdą w życie po 12 miesiącach od dnia ogłoszenia.