Nowe zasady rozliczania kolorowych certyfikatów szansa na optymalizację kosztów zakupu energii elektrycznej przez odbiorców

Transkrypt

1 Nowe zasady rozliczania kolorowych certyfikatów szansa na optymalizację kosztów zakupu energii elektrycznej przez odbiorców dr Zdzisław Muras Departament Przedsiębiorstw Energetycznych Warszawa 29 kwietnia 2010 r.

2 Zawartość prezentacji 1. Podstawy prawne 2. Polityka energetyczna i Dyrektywa 2009/28/WE 3. Przygotowane zmiany systemów wsparcia 4. Obrót giełdowy a wypełnienie obowiązków 5. Zestawienie ilościowe 2

3 Podstawowe dokumenty prawne Ustawa - Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r. Ustawa z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw: - ostatnia istotna zmiana m.in. dla energii zielonej oraz dla energii kogeneracyjnej, - podpisana przez prezydenta RP 20 stycznia 2010 r. - Dz. U. z 2010 r. Nr 21 poz. 104

4 Podstawowe dokumenty prawne Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii (Dz. U. z 2008 r. Nr 156, poz. 969) 4

5 Podstawowe dokumenty prawne Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 r. w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectw pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczenia opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. Nr 185, poz. 1314). Projekt rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 15 kwietnia 2010 r. Próba zawarcia przepisów ograniczających wpływ kolorów na przedsiębiorców przemysłowych? 5

6 Ambitne cele ilościowe 3 x 20% Podstawą europejskiej polityki energetycznej do 2020 r. są: 1. 20% redukcja emisji gazów cieplarnianych w stosunku do poziomu z 1990 r.; 2. 20% zmniejszenie zużycia energii; 3. 20% udział energii ze źródeł odnawialnych w zużyciu energii w UE do 2020 r. Cele te są celami całej UE nie koniecznie wszystkich Państw Członkowskich. 1. Dla e.e. z OZE w Polsce oznacza to 15% udział. 2. W odniesieniu do kogeneracji 18% w łącznym zużyciu e.e. w 2020 r. (szacuje się, że pozwoli to na redukcję emisji 65 MtCO 2 /rok). 6

7 Priorytety zawarte w Polityce energetycznej Polski do 2030 r. w odniesieniu do OZE i CHP I. Rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw (15%; 10%-2020 r.) i II. Dwukrotny wzrost do roku 2020 produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w technologii wysokosprawnej kogeneracji w porównaniu do poziomu z roku 2006 (zawarte w priorytecie dotyczącym poprawy efektywności energetycznej), oraz III. Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko, a także IV. Wzrost bezpieczeństwa energetycznego. 7

8 8 Priorytety zawarte w Polityki energetycznej Polski do 2030 r. w odniesieniu do OZE i CHP Narzędzia: 1. Utrzymanie mechanizmu wsparcia poprzez działanie rynków świadectw pochodzenia; 2. Zachęty podatkowe w tym głownie poprzez utrzymanie zwolnienia z akcyzy; 3. Przygotowanie zmian pozwalających na bezpośrednie wsparcie finansowe budowy OZE z funduszy europejskich i funduszy ochrony środowiska; 4. Przygotowanie programu biogazowi rolniczych; 5. Stymulowanie rozwoju kogeneracji poprzez mechanizmy wsparcia, w tym w postaci świadectw pochodzenia, z uwzględnieniem kogeneracji ze źródeł poniżej 1 MW, oraz odpowiednią politykę gmin. 6. Maksymalizacja istniejącego potencjału energetyki odnawialnej zarówno do wytwarzania e.e., ciepła, chłodu, produkcji w kogeneracji i biogazu. 7. Wprowadzenie dodatkowych instrumentów wsparcia zachęcających do szerszego wykorzystania ciepła i chłodu pochodzących z odnawialnych źródeł energii.

9 Funkcjonujący system wsparcia - wprowadzane zmiany 9

10 Krajowe regulacje prawne jako narzędzia wspierania rozwoju OZE, CHP i Biogazu System wsparcia koncesjonowanych/zarejestrowanych źródeł rozproszonych w postaci źródeł odnawialnych i produkujących energię elektryczną w kogeneracji oraz wytwórców biogazu rolniczego (BIO) został oparty o obowiązki, odpowiednio: 1. a) zakupu świadectw pochodzenia (w tym biogazowych) lub b) uiszczenia opłaty zastępczej, 2. zakupu energii elektrycznej (tylko OZE), 3. obowiązek przesyłu i odbioru energii elektrycznej oraz odbioru biogazu rolniczego z instalacji przyłączonych bezpośrednio do sieci danego operatora (parametry określone w rozporządzeniu).

11 ŚP OZE i BIO świadectwa Zielone i Brązowe certyfikaty Potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w źródle odnawialnym jest świadectwo pochodzenia OZE Potwierdzeniem wytworzenia biogazu rolniczego oraz wprowadzenia go do sieci OSDg jest świadectwo pochodzenia biogazu - ŚPBIO. Wypełnienie obowiązku z art. 9a ust. 1 może nastąpić świadectwami OZE lub BIO (w dowolnym układzie ilościowym). 11

12 Świadectwa pochodzenia z kogeneragcji Trzy rodzaje świadectw kogeneracyjnych: 1. dla jednostek o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej źródła do 1 MW lub opalanych paliwami gazowymi - żółte certyfikaty, 2. dla jednostek o mocy powyżej 1 MW innych niż opalane paliwami gazowymi, metanem i gazem z przetwarzania biomasy - czerwone certyfikaty, 3. dla jednostek opalanych gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy* lub metanem uwalnianym i ujmowanym przy odmetanowaniu kopalń (poziom opłaty %) fioletowe certyfikaty, 4. współspalanie gazu z biomasy i metanu również kwalifikuje do uzyskania odpowiedniej ilości świadectw. *biomasa - stałe lub ciekłe substancje pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, które ulegają biodegradacji, pochodzące z produktów, odpadów i pozostałości z produkcji rolnej oraz leśnej, przemysłu przetwarzającego ich produkty, a także części pozostałych odpadów, które ulegają biodegradacji, a w szczególności surowce rolnicze.

13 Wsparcie kogeneracji Przepisy określające system wsparcia dla 1 i 2 rodzaju ŚPzK stosuje się do dnia: 31 marca 2013 r. (de facto do ). 3 rodzaj SPzK do dnia (de facto ).

14 Zakres obowiązków ŚW OZE i BIO: 2010, 2011, ,4% CHP: Certyfikaty czerwone: ,3% ,2% ,2% Certyfikaty żółte: ,1% ,3% ,5% Certyfikaty fioletowe: ,4% ,6% ,6% Białe certyfikaty? 14

15 zł/mwh Średnie ceny energii elektrycznej od 2003 r. do 2010 r. e.e. "czarna" kogeneracja "czerwona" kogeneracja "żółta" e.e. "zielona" IV V VI VII VIII IX X XI Taryfa 15

16 16 Rozliczenie wypełnienia obowiązków

17 System wsparcia źródeł rozproszonych Sprzedawca z Urzędu (obecnie Obrotowcy SD) albo OSP/OSD/OSDg przesył i odbiór albo odbiór Wytwórca OZE/CHP/ BIO URE Świadectwa Pochodzenia Prawa Majątkowe Obowiązek 2 PE sprzedające e.e. odbiorcom końcowym, DM i TDM odbiorcy końcowi, Prawa Majątkowe TGE 17

18 Umarzanie ŚP do 31 marca Wniosek o wydanie dok. potwierdzającego ilość PMŚP do umorzenia Dokument AA TGE AA Dokument w formie elektronicznej Informacja o umorzonych ŚP w formie elektronicznej Podmiot AA AA zobowiązany Wniesienie opłaty zastępczej Dokument z TGE potwierdzający ilość PMŚP Decyzja o umorzeniu ŚP OZE i CHP URE Kontrola wypełnienia obowiązku NFOŚiGW

19 Rozliczenie obowiązków (art. 9a ust. 1 i 8 ustawy Prawo energetyczne) Wezwanie do przedstawienia dokumentów niezbędnych do zweryfikowania wypełnienia obowiązków Podmiot zobowiązany Oświadczenie o wielk. sprzedaży do odb. końcowych Umorzenie ŚP (OZE) i ŚP (CHP) Potwierdzenie wniesienia opłaty zastępczej Decyzja o wymierzeniu kary pieniężnej URE Umorzenie zgłoszonych ŚP Musi nastąpić najpóźniej 31 marca Wniesienie opłaty zastępczej NFOŚiGW Inform. o wniesionej opłacie Dokument w formie papierowej i elektronicznej 19

20 Do określenia podstawy obowiązku: Wyjątki 1) Nie wlicza się energii elektrycznej, którą przedsiębiorca wyprodukował i zużył na potrzeby własne brak elementu kupna/sprzedaży 2) Obowiązek doliczenia energii elektrycznej dostarczonej odbiorcy końcowemu w związku z niezbilansowaniem, przez sprzedawcę energii, nawet jeśli jednocześnie pełni funkcję podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe, w wykonanej całkowitej rocznej sprzedaży energii elektrycznej na rzecz odbiorcy końcowego, zatem również jako podstawę do obliczenia udziału ilościowego energii niezbędnego do wypełnienia obowiązku, określonego w art. 9a ust. 1 i ust. 8 upe

21 Obowiązek 2 pozyskanie i umorzenie ŚP i ŚPzK Podmiot zobowiązany 1) Przedsiębiorstwa energetyczne, 2) odbiorcy końcowi oraz 3) towarowe domy maklerskie lub domy maklerskie - są obowiązane do realizacji obowiązków dotyczących świadectw pochodzenia ze źródeł odnawialnych/biogazowych oraz kogeneracyjnych. Przedmiot zobowiązania: Uzyskanie i przedstawienie do umorzenia zielonych/brązowych certyfikatów oraz czerwonych, żółtych i fioletowych certyfikatów lub Uiszczenie opłaty zastępczej

22 Obowiązek 2 pozyskanie i umorzenie ŚP i ŚPzK Zakres obowiązku poszczególnych podmiotów: 1) przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub jej obrotem i sprzedające tę energię odbiorcom końcowym, 2) odbiorca końcowy będący członkiem giełdy towarowej w odniesieniu do transakcji zawartych we własnym imieniu na giełdzie towarowej, 3) towarowy dom maklerski lub dom maklerski w rozumieniu ustawy o giełdach towarowych w odniesieniu do transakcji realizowanych na zlecenie odbiorców końcowych na giełdzie towarowej.

23 Obowiązek 2 pozyskanie i umorzenie ŚP i ŚPzK Zakres obowiązku poszczególnych podmiotów: Ustawa przewiduje możliwość realizacji obowiązków zakupu przez odbiorcę końcowego i DM oraz TDM jedynie w przypadku dokonywania obrotu na TGE ale już nie na rynkach regulowanych

24 Obowiązek 2 pozyskanie i umorzenie ŚP i ŚPzK Obowiązki odbiorcy końcowego posiadającego koncesję OEE: Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na obrót energią elektryczną, w terminie miesiąca od zakończenia roku kalendarzowego, w którym zakupiło energię elektryczną w wyniku transakcji zawartej na giełdzie towarowej za pośrednictwem towarowego domu maklerskiego lub domu maklerskiego, jest obowiązane do przekazania towarowemu domowi maklerskiemu lub domowi maklerskiemu deklaracji o ilości energii elektrycznej zakupionej w wyniku tej transakcji i zużytej na własny użytek oraz przeznaczonej do dalszej odsprzedaży.

25 Obowiązek 2 pozyskanie i umorzenie ŚP i ŚPzK Obowiązki i uprawnienia DM i TDM: 1. Na podstawie deklaracji przedsiębiorstwa posiadającego koncesję OEE oraz w odniesieniu do zakupów realizowanych na potrzeby pozostałych odbiorców końcowych dokonujących zakupów za pośrednictwem DM lub TDM wykonanie obowiązków OZE i CHP. 2. Realizacja zlecenia nabycia e.e. na giełdzie przez DM lub TDM może nastąpić po złożeniu przez składającego zlecenie zabezpieczenia na pokrycie realizacji obowiązków OZE i CHP. 3. Wysokość zabezpieczenia oraz sposób złożenia określa umowa.

26 Obowiązek 2 pozyskanie i umorzenie ŚP i ŚPzK TDM lub DM, odbiorca końcowy lub przedsiębiorstwo energetyczne, lub inny podmiot któremu przysługują PMŚP: 1. może żądać wydania przez TGE lub inny rynek regulowany prowadzący RPMSP dokumentu stwierdzającego prawa majątkowe wynikające z tych świadectw przysługujące wnioskodawcy, 2. złożyć wniosek o umorzenie określonej ilości świadectw, wraz z dokumentem potwierdzającym ilość PMSP wydanych przez TGE 3. TDM lub DM realizujący obowiązki OZE i CHP może także złożyć wniosek o umorzenie Świadectw należących do innego podmiotu, o ile dodatkowo dostarczy pisemną zgodę tego podmiotu na zaliczenie tych świadectw do wypełnienia obowiązku.

27 Obowiązek 2 pozyskanie i umorzenie ŚP i ŚPzK Nowe uprawnienia PURE w zakresie kontroli realizacji obowiązku art. 28 ust. 2: Prezes URE ma prawo wglądu do dokumentów, żądania przedstawienia dokumentów lub informacji mających znaczenie dla oceny wykonania obowiązków, o których mowa w art. 9a, art. 9e, art. 9l, art. 9m i art. 9o lub badania zgodności ze stanem faktycznym deklaracji, o której mowa w art. 9a ust. 1b, z zachowaniem przepisów o ochronie informacji niejawnych i innych informacji prawnie chronionych.

28 Wysokość kary OZE Kara za niewypełnienie obowiązku przedstawienia do umorzenia ŚP lub uiszczenia opłaty zastępczej energii odnawialnej nie może być mniejsza niż: K 1,3 O z O zz Gdzie: K Kara w danym roku O z Opłata zastępcza do zapłacenia w danym roku O zz Opłata zastępcza zapłacona w danym roku Art. 56 ust. 1 pkt 1a i ust. 2a pkt 1 Kara za nie wypełnienie obowiązku zakupu energii z OZE stanowi dochód NFOŚiGW Kary i opłaty zastępcze mają być przeznaczane wyłącznie na wsparcie OZE

29 Wysokość kary CHP Kara za niewypełnienie obowiązku przedstawienia do umorzenia ŚP z K lub uiszczenia opłaty zastępczej nie może być mniejsza niż: K 1,3 O O zk zzk Gdzie: K Kara w danym roku O zk Opłata zastępcza do zapłacenia w danym roku O zzk Opłata zastępcza zapłacona w danym roku Art. 56 ust. 1 pkt 1a i ust. 2a pkt 3 Kara za nie wypełnienie obowiązku CHP stanowi dochód NFOŚiGW i może być przeznaczona wyłącznie na wspieranie wysokosprawnej kogeneracji

30 Wysokość kary OZE+CHP Kara za nieprzedkładanie lub przekładnie niezgodnych ze stanem faktycznym deklaracji o zużyciu ee. na potrzeby własne nie może być mniejsza niż: K 1,3xO + 1,3xO o za zb Gdzie: Ko Kara w danym roku O za Opłata zastępcza od energii OZE niewykazanej w danym roku O zz Opłata zastępcza od energii CHP niewykazanej w danym roku Art. 56 ust. 1 pkt 1f i ust. 2c Kara za nie wypełnienie obowiązku zakupu energii z OZE stanowi dochód NFOŚiGW Kary i opłaty zastępcze mają być przeznaczane wyłącznie na wsparcie OZE i CHP

31 Kary pieniężne (art. 56 ust1 pkt 1a i 1f) Kara pieniężna może zostać nałożona za: niewypełnienie obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia Prezesowi URE świadectw pochodzenia, świadectw pochodzenia biogazu lub świadectw pochodzenia z kogeneracji albo uiszczenia opłaty zastępczej, nie przestrzeganie obowiązku zakupu ee. lub ciepła odnawialnego podmioty zobowiązane (próg minimalny i maksymalny kary)

32 Kary pieniężne (art. 56 ust1 pkt 1a i 1f) Kara pieniężna może zostać nałożona za: przedkładanie Prezesowi URE wniosku o wydanie świadectw pochodzenia, świadectw pochodzenia biogazu lub świadectw pochodzenia z kogeneracji zawierające dane i informacje niezgodne ze stanem faktycznym zarówno wytwórca jak i operator (do 15% przychodu), nie przedkładanie lub przedkładanie niezgodną ze stanem faktycznym TDM lub DM deklaracji o zużyciu e. e. na własne potrzeby lub odsprzedanej do dalszego obrotu - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesje OEE (próg minimalny i maksymalny kary).

33 Kary pieniężne (art. 56 ust 6a) Prezes URE może odstąpić od wymierzenia kary, jeżeli stopień szkodliwości czynu jest znikomy, a podmiot zaprzestał naruszania prawa lub zrealizował obowiązek

34 34 Przepisy wprowadzające Ustawa wchodzi w życie po upływie 30 dni (11 marca 2010 r.) od dnia jej ogłoszenia z wyjątkiem: Przepisów art. 9a (odnoszącego się do obowiązków OZE i CHP w tym podmiotów zobowiązanych do jego realizacji, sposobu wyznaczenia opłat zastępczych (pkt. 9 nowelizacji) które wchodzą w życie po upływie 6 miesięcy od dnia ogłoszenia ustawy, Przepisów art. 9o-9s dotyczących kwestii wytwarzania biogazu rolniczego oraz prowadzenia rejestru podmiotów wykonujących taką działalność przez ARR który wchodzi w życie od dnia 1 stycznia 2011, Przepisów art. 9a ustawy w zakresie dotyczącym świadectw pochodzenia biogazu rolniczego stosuje się od dnia 1 stycznia 2011 r.

35 35 Krajowy potencjał

36 Moc zainstalowana koncesjonowanych instalacji OZE Stan na r. Moc zainstalowana [MW] Rodzaj źródła OZE 2008 r r r. (1) (2) (3) (4) Elektrownie na biogaz 54,615 70,888 75,990 Elektrownie na biomasę 231, , ,490 Elektrownie wytwarzające e.e. z prom. słonecznego - 0,001 0,012 Elektrownie wiatrowe 451, , ,246 Elektrownie wodne 940, , ,830 Współspalanie - (38 jednostek) (39 jednostek) Łącznie 1 678, , ,568 36

37 Produkcja energii elektrycznej oraz świadectwa pochodzenia w latach Stan na r. Rodzaj OZE Rok 2005 Rok 2006 Rok 2007 Rok 2008 Rok 2009 Ilość energii [MWh] Ilość energii [MWh] Ilość energii [MWh] Ilość energii [MWh] Ilość energii [MWh] Elektrownie na biogaz (1) (2) (3) (4) (5) (6) , , , , ,386 Elektrownie na biomasę Elektrownie wiatrowe Elektrownie wodne , , , , , , , , , , , , , , ,314 Współspalanie , , , , ,057 * , , , , ,706 Łącznie (5 150 SP) (4 223 SP) (5 739 SP) (6 933 SP) (8493 SP) *) w tym elektrownie wytwarzające energię elektryczną z promieniowania słonecznego 37

38 Moc zainstalowana instalacji CHP korzystających z systemu wsparcia Stan na r. Rodzaj jednostki kogeneracji Moc zainstalowana [MW] Liczba jednostek (1) (2) (3) "Niebieskie" 857, "Czerwone" ,

39 Produkcja energii elektrycznej oraz świadectwa pochodzenia CHP od II połowy 2007 r. do 2009 r. Stan na r. Rodzaj jednostki kogeneracji II połowa 2007 r. Rok 2008 Rok 2009 Ilość energii [MWh]* Ilość energii [MWh]* Ilość energii [MWh] (1) (2) (3) (3) "Niebieskie" , , ,644 "Czerwone" , , ,576 * ) wraz z ŚP z K dla jednostek objętych KDT 39

40 Zrealizowana struktura technologii wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w 2008 roku Stan na r. Produkcja energii elektrycznej brutto w 2008 r. 100% ( GWh - źródło ARE) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej powyżej 1 MW innych niż opalanych paliwami gazowymi - 13,40 % ( GWh)*) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej poniżej 1 MW lub opalanych paliwami gazowymi - 1,92 % (2 978 GWh) *) OZE 4,18 % (6492 GWh) * ) Wielkość produkcji w wysokosprawnej kogeneracji, wraz z KDT, odniesiona do produkcji w 2008 r. 40

41 Planowana struktura technologii wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w 2009 roku Produkcja energii elektrycznej brutto w 2008 r. 100% ( MWh - źródło ARE) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej powyżej 1 MW innych niż opalanych paliwami gazowymi - 16,46 % ( GWh)*) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej poniżej 1 MW lub opalanych paliwami gazowymi - 2,32 % (3 602 GWh) *) OZE 6,95 % ( GWh) * ) Wielkość produkcji określona względem sprzedaży do odb. końcowych ( GWh, dane URE za 2008 r.), odniesiona do produkcji w 2008 r. 41

42 Zrealizowana struktura technologii wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w 2009 roku Stan na r. Produkcja energii elektrycznej brutto w 2009 r. 100% ( GWh - źródło ARE) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej powyżej 1 MW innych niż opalanych paliwami gazowymi - 13,88 % ( GWh)*) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej poniżej 1 MW lub opalanych paliwami gazowymi - 2,02 % (3 070 GWh) OZE 5,47 % (8 296 GWh) 42

43 Planowana struktura technologii wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w 2010 roku Produkcja energii elektrycznej brutto w 2009 r. 100% ( GWh - źródło ARE) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej powyżej 1 MW innych niż opalanych paliwami gazowymi - 17,88 % ( GWh)*) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej poniżej 1 MW lub opalanych paliwami gazowymi - 2,60 % (3 947 GWh) *) OZE 8,73 % ( GWh) * ) Wielkość produkcji określona względem sprzedaży do odb. końcowych ( GWh, planowane dane za 2010 r.), odniesiona do produkcji w 2009 r. 43

44 44 Mapa instalacji OZE

45 dziękuję za uwagę Warszawa 29 kwietnia 2010 r.