Projekt przepisów regulujących funkcjonowanie rynku mocy w Polsce jest obecnie zawarty w projekcie ustawy o rynku mocy (dalej „Projekt”), który został opublikowany w dniu 5 listopada 2016 r. na stronie Rządowego Centrum Legislacji i stał się przedmiotem konsultacji publicznych (https://legislacja.rcl.gov.pl/projekt/12292758/katalog/12396022#12396022).
Projekt, co do zasady, odpowiada założeniom Ministerstwa Energii wskazanym w dokumencie „Rozwiązania funkcjonalne rynku mocy” (dokument ogłoszony w dniu 30 września 2016 r., określany dalej jako „Rozwiązania”), przy czym ostateczne szczegółowe regulacje rynku mocy zostaną doprecyzowane dopiero w aktach wykonawczych do ustawy oraz dokumentach i informacjach publikowanych przez operatora systemu przesyłowego (dalej: „OSP”) oraz Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (dalej: „URE”). Niniejsze opracowanie zostało przygotowane na podstawie założenia, że szczegółowe regulacje, o których mowa powyżej, będą zgodne z propozycjami zawartymi w Rozwiązaniach.
Według autorów Projektu podstawowym celem wdrożenia w Polsce rynku jest:
- stworzenie systemu zachęt do budowy nowych mocy, modernizowania oraz niewycofywania istniejących mocy;
- promowanie rozwoju usług redukcji zapotrzebowania (DSR);
- zabezpieczenie rozwoju niesterowalnych instalacji odnawialnych źródeł energii poprzez moce sterowalne;
- zapewnienie długoterminowego bezpieczeństwa dostaw do odbiorców końcowych w okresach zagrożeń
Podstawowe założenia rynku mocy:
[Podmioty rynku mocy] Zasadniczymi uczestnikami rynku mocy (podmiotami oferującymi moc dyspozycyjną) będą tzw. „Dostawcy Mocy”, tj. podmioty, które są właścicielami bądź zostały upoważnione do dysponowania Jednostkami Rynku Mocy (dalej „JRM”), tj.:
- jednostkami (grupami jednostek) wytwarzającymi energię elektryczną (dalej „JRM W”), albo
- jednostkami (grupami jednostek) deklarujących ograniczenie poboru (w tym poprzez faktyczne zmniejszenie poboru mocy bądź generację energii elektrycznej „za licznikiem”; dalej „JRM DSR”).
[Produkt rynku mocy] Produktem oferowanym na rynku mocy będzie Obowiązek Mocowy, tj. zobowiązanie do gotowości zapewnienia – w formie wytworzenia albo ograniczenia poboru – określonej mocy dyspozycyjnej netto w tzw. Okresach Zagrożenia przypadających w Okresach Dostaw.
Okresem Zagrożenia będą dowolne pełne godziny szczytu zapotrzebowania (zgodnie z Rozwiązaniami – godziny 7:00-22:00 przypadające w dni robocze), w których planowane rezerwy mocy dyspozycyjnej dostępne dla OSP ponad zapotrzebowanie w KSE będą w procesach planowania dobowego pracy KSE mniejsze niż wymagany poziom rezerwy mocy dostępnej dla OSP. – pod warunkiem, że OSP wyda ostrzeżenie o wystąpieniu Okresu Zagrożenia w trybie Normalnym (tj. zgodnie z Rozwiązaniami – z 8-godzinnym wyprzedzeniem) bądź Nagłym (tj. zgodnie z Rozwiązaniami – z 4-godzinnym wyprzedzeniem).
Obowiązek Mocowy będzie mógł być oferowany dla następujących Okresów Dostaw:
- rok kalendarzowy – w ramach aukcji głównej, bądź
- kwartał kalendarzowy – w ramach aukcji dodatkowej.
Obowiązek Mocowy będzie potwierdzany poprzez zawarcie Umowy Mocowej pomiędzy Dostawcą Mocy, OSP oraz zarządcą rozliczeń (spółka Zarządca Rozliczeń S.A., która będzie odpowiedzialna za wypłacanie wynagrodzenia należnego Dostawcy Mocy) na okres:
- 1 roku dostaw – w przypadku istniejących JRM W oraz JRM DSR),
- do 5 lat dostaw – w przypadku Modernizowanych JRM W), albo
- do 15 lat dostaw – w przypadku Nowych JRM W).
[Uczestnictwo w rynku mocy] Według autorów Projektu i Rozwiązań, rynek mocy ma być neutralny technologicznie, jednak „przy uwzględnieniu parametrów jak poszczególne technologie przyczyniają się do zapewnienia bezpieczeństwa”. W rynku mocy nie będą mogły uczestniczyć wolumeny mocy dyspozycyjnej, które korzystają z innych systemów wsparcia (w tym np. wsparcie dla energii z OZE), przy czym wymóg ten nie będzie dotyczył jednostek kogeneracyjnych, jednostek spalania wielopaliwowego lub wykorzystujących układy hybrydowe. W pierwszych latach funkcjonowania rynku mocy nie przewiduje się również udziału zasobów mocy zlokalizowanych poza granicami Polski.
[Ramy czasowe] Przewiduje się, że moce niezbędne do pokrycia w danym roku szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną będą kontraktowane w ramach:
- aukcji głównych – przeprowadzanych w miesiącach listopad-grudzień piątego roku poprzedzającego okres dostaw, oraz
- aukcji dodatkowych – przeprowadzanych z rocznym wyprzedzeniem.
W przypadku pierwszego okresu dostaw, który ma nastąpić w 2021 r., okres pomiędzy aukcją główną a okresem dostaw będzie skrócony, zgodnie z Projektem bowiem zatwierdzenie regulaminu rynku mocy ma nastąpić dopiero pod koniec 2017 r.
Ogłoszenie daty pierwszych aukcji przez OSP ma nastąpić w terminie 30 dni od dnia wejścia w życie Projektu. Przy czym, certyfikat wydany dla pierwszej aukcji głównej i pierwszej aukcji dodatkowej będzie uprawniał do udziału także w drugiej aukcji głównej i drugiej aukcji dodatkowej.
Zgodnie z Rozwiązaniami, aukcje główne w ramach Rynku Mocy mają być przeprowadzane przez okres co najmniej 10 lat. Projekt nie przewiduje ograniczenia czasowego funkcjonowania Rynku Mocy, lecz zakłada, że do końca 2024 r. Rada Ministrów ma dokonać oceny funkcjonowania rynku mocy i przedłożyć Sejmowi propozycję jego zmiany lub zniesienia.
[Certyfikacja poprzedzająca aukcje] Udział w aukcjach będą mogły wziąć jedynie certyfikowane JRM („CJRM”), przy czym certyfikacja będzie odbywała się w następujących etapach:
| Certyfikacja ogólna | Certyfikacja do aukcji głównej | Certyfikacja do aukcji dodatkowej |
|
|
|
Certyfikację mogą otrzymać JRM o mocy osiągalnej brutto nie niższej niż 2 MW, przy czym JRM reprezentujące zagregowane JRM W albo zagregowane JRM DSR powinny reprezentować łączną moc osiągalną brutto w przedziale od 2 do 50 MW. Moc elektryczna osiągalna pojedynczej JRM W wchodzącej w skład zagregowanej JRM nie może przekraczać 10 MW. Nie jest dopuszczalne agregowanie JRM W i JRM DSR w ramach jednej JRM.
Certyfikat nie może zostać wydany, w sytuacji gdy JRM:
- jest beneficjentem i nie zamierza zrezygnować z innego systemu wsparcia (zielone certyfikaty, aukcje OZE, rekompensaty z tytułu przedterminowego rozwiązania KDT), przy czym wymóg ten nie dotyczy jednostek kogeneracyjnych, jednostek spalania wielopaliwowego lub wykorzystujących układy hybrydowe;
- świadczy na rzecz OSP usługi systemowe.
[Zasady prowadzenia aukcji]Aukcje będą prowadzone dla całego obszaru KSE za pomocą platformy elektronicznej.
Moc dyspozycyjna oferowana w aukcji głównej jest równa iloczynowi:
- mocy osiągalnej netto JRM oraz
- korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności, odzwierciedlającego rzeczywistą uśrednioną dostępność mocy z odpowiedniego rodzaju/technologii źródeł mocy, z uwzględnieniem planowanych i nieplanowanych ubytków mocy.
Zgodnie z Rozwiązaniami, dla JRM agregujących źródła o różnym korekcyjnym współczynniku dyspozycyjności, będzie przyjmowany współczynnik właściwy dla źródła o najniższym współczynniku.
Rzeczywista wysokość wsparcia i sposób funkcjonowania rynku mocy będą na bieżąco regulowane przez Ministra Energii, parametry aukcji bowiem (w tym: zapotrzebowanie na moc dyspozycyjną, maksymalne ceny ofertowe, liczba rund aukcji) będą każdorazowo wyznaczane przez Ministra Energii, na podstawie projektu przedstawionego przez OSP. Parametrami aukcji w przypadku Nowych JRM i Modernizowanych JRM będą też tzw. „atrybuty” określane jako wymogi konieczne dla poszczególnych grup technologii, tj. jednostkowy poziom nakładów inwestycyjnych; sprawność JRM W; jednostkowa emisja dwutlenku węgla i substancji szkodliwych dla środowiska naturalnego; minimum techniczne JRM W, szybkość zmiany obciążenia lub wymagania dotyczące charakterystyki uruchamiania.
Minister Energii może również wprowadzić dodatkowe parametry, które pozwolą na odrębne rozstrzygnięcie aukcji w odniesieniu do Nowych JRM lub Modernizowanych JRM. W takim wypadku Minister Energii przedstawia zapotrzebowanie na wolumen mocy, który ma być pokryty przez Nowe JRM lub Modernizowane JRM oraz maksymalne ceny dla zakupu mocy w tych jednostkach.
Parametry aukcji będą zatwierdzane przez Ministra Energii najpóźniej na 24 tygodnie przed rozpoczęciem aukcji. Zmiana parametrów aukcji będzie mogła nastąpić nie później niż 3 tygodnie przed rozpoczęciem aukcji, przy czym każda taka zmiana umożliwi JRM rezygnację z udziału w aukcji.
W trakcie aukcji możliwa będzie zmiana deklarowanej długości obowiązywania Umowy Mocowej, natomiast niedopuszczalna będzie zmiana rocznego wolumenu mocy dyspozycyjnej.
Minister właściwy do spraw energii będzie mógł w drodze decyzji unieważnić aukcję w terminie 21 dni od dnia jej zakończenia w przypadku, gdy aukcja została przeprowadzona niezgodnie z przepisami prawa lub warunkami aukcji, lub doszło do niedozwolonego zachowania uczestników aukcji.
[Wyznaczanie ceny w aukcji] Rynek mocy będzie oparty o system aukcji holenderskich, w których cena zamknięcia – cena równowagi popytu i podaży na moc wyznaczona w wyniku zakończenia kolejnych rund aukcji – będzie jednolita dla wszystkich JRM wygrywających aukcję (aukcja typu „pay as clear”). W sytuacji, gdy ogłoszone parametry aukcji pozwalają na jej zakończenie oddzielnie dla Nowych JRM i Modernizowanych JRM, wyznaczana jest odrębna cena dla Nowych JRM i Modernizowanych JRM, która nie może być niższa od ceny ustalonej dla istniejących JRM.
[Umowa Mocowa] Przewiduje się, że Umowy Mocowe będą zawierane w formie elektronicznej odrębnie dla każdej JRM, z chwilą z chwilą, odpowiednio: (i) ogłoszenia przez OSP wyników aukcji – w przypadku zawarcia Umowy Mocowej na skutek aukcji, (ii) zapisania w rejestrze rynku mocy– w przypadku obrotu na rynku wtórnym. Wzorzec Umowy Mocowej będzie stanowił załącznik do regulaminu rynku mocy opracowanego przez OSP.
[Rynek wtórny i realokacja mocy] Przewiduje się, że CJRM będą mogły przenosić między sobą Obowiązek Mocowy w ramach rynku wtórnego, na zasadach ex-ante – od momentu zakończenia aukcji dodatkowej (na poszczególne kwartały roku dostaw) aż do zakończenia danego roku dostaw, przy czym obrót wtórny będzie musiał dotyczyć okresu przyszłego, tj. całości lub części okresu pozostałego do końca Okresu Dostaw po zawarciu transakcji na rynku wtórnym. Przeniesienie Obowiązku Mocowego nie może jednak dotyczyć pierwszego roku dostaw zakontraktowanych dla Nowej JRM.
Ponadto, gdy w ramach wykonywania Obowiązku Mocowego w Okresie Zagrożenia pojawi się nadwyżka Wykonania Skorygowanego Obowiązku Mocowego ponad Skorygowanego Obowiązku Mocowego (por. uwagi poniżej) dopuszczalne będzie przeniesienie tej nadwyżki na inną JRM w formie Realokacji Wolumenu na zasadach ex post (tj. po ewentualnym wykonaniu Obowiązku Mocowego z nadwyżką).
Czynności w ramach rynku wtórnego i realokacji mocy będą kontrolowane przez OSP.
[Rejestr rynku mocy] Rejestr rynku mocy, stanowiący elektroniczną platformę gromadzenia, przetwarzania i wymiany danych oraz umożliwiający składanie oświadczeń przez uczestników rynku mocy będzie prowadzony prze OSP. Rejestr będzie korzystał z domniemania zgodności wpisu ze stanem faktycznym, a data wpisu oświadczenia w rejestrze będzie uważana za datę złożenia takiego oświadczenia. Utworzenie rejestru ma nastąpić w terminie 3 miesięcy od dnia wejścia w życie ustawy.
[Kontrola prowadzenia inwestycji w zakresie Nowych i Modernizowanych JRM]Nowe i Modernizowane JRM będą zobowiązane do przedłożenia – jeszcze przed udziałem w aukcji – zabezpieczenia finansowego w wysokości proporcjonalnej do zadeklarowanej mocy dyspozycyjnej. Zabezpieczenia będą zwalniane pod warunkiem wykazania przez Dostawcę Mocy:
- w terminie 12 miesięcy od zakończenia aukcji głównej: poniesienia określonej części łącznych planowanych nakładów finansowych (zgodnie z Rozwiązaniami – minimum 10%) i zawarcia umów inwestycyjnych o określonej wartości w stosunku do całkowitych planowanych nakładów inwestycyjnych (zgodnie z Rozwiązaniami – co najmniej 20%);
- przed rozpoczęciem okresu dostawa: wykazania możliwości dostarczenia mocy odpowiadającej określonej części Obowiązku Mocowego ustalonego na podstawie korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności określonego przez OSP.
W przypadku niespełnienia warunku, o którym mowa w pkt. (i) lub (ii) powyżej:
- w przypadku Nowych JRM – Umowa Mocowa ulegnie rozwiązaniu, przy czym w przypadku warunku wskazanego w pkt. (ii) powyżej, skutek taki nastąpi, jeżeli warunek nie zostanie wykonany najpóźniej przed końcem 3 okresu (roku) dostaw; zaś
- w przypadku Modernizowanych JRM – okres obowiązywania Umowy Mocowej będzie skracany do 1 roku bez redukcji obowiązku mocowego (wymuszenie obrotu na rynku wtórnym); Modernizowana JRM nie będzie mogła również otrzymać certyfikatu w kolejnych dwóch procesach certyfikacji do aukcji głównej.
[Kontrola zdolności JRM DSR do redukcji mocy] JRM DSR są zobowiązane do otrzymania – na co najmniej 1 miesiąc przed rokiem dostaw – tzw. certyfikatu testu zdolności redukcji zapotrzebowania (dalej: „Certyfikat DSR”), potwierdzającego zdolność do redukcji mocy. Uzyskanie Certyfikatu DSR będzie wymagało dostarczenia (redukcji) mocy w trakcie testu na poziomie co najmniej 80%, a na wniosek dostawcy mocy – 50%. O ile Certyfikat Testu DSR nie został otrzymany przed etapem certyfikacji, JRM DSR będą zobowiązane do złożenia zabezpieczenia, które zostanie zwolnione po aukcji, o ile JRM DSR otrzyma Certyfikat Testu DSR na co najmniej 1 miesiąc przed rokiem dostaw.
[Realizacja obowiązku mocowego] Obowiązek Mocowy podlegać będzie realizacji w Okresach Zagrożenia, którymi będą godziny określone w rozporządzeniu wykonawczym (według Rozwiązań – godziny szczytu zapotrzebowania 7:00-22:00 przypadające w dni robocze), w których planowane rezerwy mocy dyspozycyjnej dostępne dla OSP ponad zapotrzebowanie w KSE będą w procesach planowania dobowego pracy KSE mniejsze niż wymagany poziom rezerwy mocy dostępnej dla OSP, pod warunkiem, że OSP wyda ostrzeżenie o wystąpieniu Okresu Zagrożenia w trybie Normalnym (z 8-godzinnym wyprzedzeniem) bądź Nagłym (z 4-godzinnym wyprzedzeniem).
Obowiązek Mocowy dla danego okresu może podlegać tzw. Uzasadnionej Korekcie (zmniejszeniu) w przypadku: (i) remontu JRM uzgodnionego z OSP, (ii) braku możliwości wyprowadzenia mocy z JRM z przyczyn leżących po stronie OSP/OSD (ograniczenia systemowe), (iii) charakterystyki rozruchu uniemożliwiającej odpowiednio szybkie załączenie generacji – w przypadku niedyspozycyjności źródła wynikającej z charakterystyki rozruchu uzgodnionej z OSP w procesie certyfikacji, jak również (iv) przekroczenia dopuszczalnego czasu użytkowania jednostki określonego na dany rok w pozwoleniu środowiskowym – w przypadku przedstawienia i uzgodnienia czasu takich ograniczeń na etapie certyfikacji. Dostawca Mocy ponosi ryzyko niewykonania Obowiązku Mocowego z pozostałych przyczyn, takich jak: awaria, brak zapotrzebowania na ciepło (w przypadku instalacji kogeneracyjnych), brak paliwa, inne przyczyny technologiczne, siła wyższa.
Wykonanie Obowiązku Mocowego rozliczane będzie w jednostkach czasu stanowiących podstawowy okres handlowy na Rynku Bilansującym, przy czym w ramach rozliczeń będzie uwzględniane porównanie tzw. Skorygowanego Obowiązku Mocowego (SOM) oraz Wykonania Skorygowanego Obowiązku Mocowego (WSOM), gdzie, zgodnie z Rozwiązaniami:
- wartością SOM dla danej CJRM będzie iloczyn:
- Obowiązku Mocowego danej CJRM, oraz
- ilorazu:
- tej części zapotrzebowania na moc netto w KSE, która nie została pokryta przez produkcję energii elektrycznej w źródłach wytwórczych nieuczestniczących w rynku mocy; oraz
- sumy Obowiązku Mocowego wszystkich CJRM w pomniejszonego o Uzasadnione Korekty wszystkich CJRM;
- wartością WSOM dla danej CJRM będzie:
- moc dyspozycyjna jednostki wytwórczej centralnie dysponowanej („JWCD”) dostępna dla OSP w ramach procesów rynku bilansującego;
- ilość energii elektrycznej netto wytworzonej przez jednostkę wytwórczą nieuczestniczącą w systemie bilansowania („nJWCD”);
- moc zgłoszona w ramach oferty redukcji przez CJRM DSR aktywną na rynku bilansującym;
- faktyczny wolumen redukcji CJRM DSR, która nie złożyła oferty redukcji na rynku bilansującym,
– w każdym wypadku powiększone o Uzasadnione Korekty.
W przypadku, gdy w danym Okresie Zagrożenia WSOM (po uwzględnieniu Realokacji Wolumenu WSOM) posiada wartość niższą niż SOM dla danego CJRM, Dostawca Mocy będzie zobowiązany do zapłaty kary odpowiadającej zakresowi niewykonania obowiązku mocowego i jednostkowej stawce kary określanej przez Ministra Energii w drodze rozporządzenia. Przy czym, suma kar nie może przekroczyć: (i) w ciągu roku – dwukrotności iloczynu mocy osiągalnej JRM i ceny zamknięcia aukcji, (ii) w ciągu miesiąca – 1/5 limitu rocznego.
W przypadku, gdy WSOM (po uwzględnieniu Realokacji Wolumenu WSOM) posiada wartość wyższą niż SOM dla danego CJRM, Dostawca Mocy będzie uprawniony do premii, która zgodnie z Rozwiązaniami powinna: (i) odpowiadać udziałowi CJRM w pokryciu wolumenu brakującego do pełnego wykonania wszystkich SOM (ii) być finansowana z redystrybucji kar płatnych za dany Okres Zagrożenia przez podmioty, w przypadku których WSOM był niższy niż SOM. Szczegółowe metody wyznaczania i sprawdzania WSOM oraz sposób redystrybucji kar na wypłatę premii zostaną określone w rozporządzeniu Ministra Energii.
[Budżet] Budżet przeznaczony na wsparcie rynku mocy był szacowany przez Ministerstwo Energii na etapie Rozwiązań na ok. 2-3 mld zł rocznie. Projekt i ocena skutków regulacji nie precyzują wielkości budżetu. Środki na sfinansowanie budżetu rynku mocy będą pochodziły z opłat pobieranych od odbiorców końcowych, wytwórców energii sprzedających energię odbiorcom końcowym oraz przedsiębiorstw dystrybucyjnych przyłączonych do sieci innych OSD (tzw. opłaty mocowe), uwzględnianych w taryfach za przesyłanie / dystrybucję energii elektrycznej. Stawki opłaty mocowej będą wyznaczane i publikowane corocznie przez Prezesa URE, przy czym:
- gospodarstwa domowe, dla których nie prowadzi się godzinowego pomiaru zużycia, będą płaciły stawkę ryczałtową za punkt pomiarowy w zależności od wielkości mocy umownej, zaś
- pozostali odbiorcy będą uiszczać opłaty na podstawie stawki zmiennej naliczanej od ilości energii zużywanej w godzinach szczytu zapotrzebowania.
Klucz alokacji kosztów pomiędzy wymienione powyżej grupy odbiorców będzie określał Minister Energii w drodze rozporządzenia. Ustalenie i ogłoszenie stawek opłaty mocowej przez Prezesa URE dla pierwszego roku dostaw powinno nastąpić do 30 czerwca 2020 r.
[Proces legislacyjny]Pomimo deklarowanej neutralności technologicznej rynku mocy i niskiego progu mocy osiągalnej warunkującej przystąpienie do aukcji (2 MW) projektowana regulacja rynku mocy nie będzie stanowiła istotnego wsparcia dla instalacji o niestabilnej charakterystyce generacji (instalacje kogeneracyjne zależne od zapotrzebowania na ciepło, instalacje OZE oparte na wietrze lub słońcu, które nie współpracują z magazynami energii). W odniesieniu do wymienionych instalacji przeszkodą dla udziału w rynku mocy będą w szczególności: (i) zakaz uzyskiwania podwójnego wsparcia (nie dotyczy instalacji kogeneracyjnych, jednostek spalania wielopaliwowego lub wykorzystujących układy hybrydowe), (ii) korygowanie mocy osiągalnej korekcyjnym współczynnikiem dyspozycyjności, który w przypadku agregacji różnych źródeł (w tym stabilnych, takich jak źródła na biogaz, oraz mniej stabilnych, takich jak generacja z wiatru), zgodnie z Rozwiązaniami, będzie oparty na współczynniku właściwym dla agregowanych źródeł o najmniejszej stabilności, (iii) system kar pieniężnych za niewykonanie obowiązku mocowego m.in. z przyczyn technologicznych.
Zgodnie z Projektem, zastosowanie regulacji ustawowych dotyczących przeprowadzania aukcji oraz zawierania, wykonania i rozliczania umów mocowych będzie uzależnione od zgody Komisji Europejskiej na wprowadzenie nowego systemu pomocowego na rynku energii.
