Model rynku mocy w Polsce
Projekt przepisów regulujących funkcjonowanie rynku mocy w Polsce jest obecnie zawarty w projekcie ustawy o rynku mocy (dalej „Projekt”), który został przedłożony Sejmowi w dniu 6 lipca 2017 r.
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 oferującymi swoje usługi na rynku mocy będą tzw. „Dostawcy Mocy” – podmioty, które są właścicielami Jednostek Rynku Mocy (dalej „JRM”), tj. właściciele lub osoby upoważnione przez właścicieli do dysponowania:
- jednostkami fizycznymi wytwórczymi, w tym jednostkami wytwórczymi lub magazynami energii elektrycznej posiadającymi zdolność do dostawy mocy do systemu (dalej „JFW”), albo
- jednostkami fizycznymi redukcji zapotrzebowania, dostarczającymi moc poprzez czasowe ograniczenie mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej (w tym poprzez faktyczne zmniejszenie poboru mocy bądź generację energii elektrycznej „za licznikiem”; dalej „JFRZ”).
[Produkt rynku mocy] Produktem oferowanym na rynku mocy będzie Obowiązek Mocowy, tj. zobowiązanie do (a) pozostawania w gotowości do dostarczania określonej mocy elektrycznej do systemu w okresach dostaw („Okresy Dostaw”) oraz (b) faktycznej dostawy określonej mocy elektrycznej w tzw. okresach zagrożenia („Okresy Zagrożenia”).
Okresem Zagrożenia będą dowolne pełne godziny szczytu zapotrzebowania (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 minimalny 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),
- do 5 lat dostaw – w przypadku Modernizowanych JRM), albo
- do 15 lat dostaw – w przypadku Nowych JRM).
[Uczestnictwo w rynku mocy] 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 JFW, które: (a) świadczą na rzecz OSP usługi o charakterze i sposobie wynagradzania zbliżonym do Obowiązku Mocowego (lista takich usług będzie publikowana przez Prezesa URE na podstawie IRiESP), (b) korzystają z systemów wsparcia dla energii z OZE (przy czym wymóg ten nie będzie dotyczył jednostek spalania wielopaliwowego lub wykorzystujących układy hybrydowe), jak również (c) są jednostkami fizycznymi zagranicznymi, korzystającymi z systemu wsparcia dla kogeneracji.
W rynku będą mogły uczestniczyć jednostki fizyczne zagraniczne z państw członkowskich UE, których system elektroenergetyczny jest bezpośrednio przyłączony do KSE – pod warunkiem zakupienia tzw. „Biletu” w ramach tzw. „Aukcji Biletowych”, przeprowadzanych przez OSP w szóstym roku poprzedzającym rok dostaw. Zakup Biletu w Aukcji Biletowej będzie uprawniał jednostki fizyczne zagraniczne do udziału w najbliższej certyfikacji ogólnej i – po spełnieniu warunków certyfikacji ogólnej – wpisu do rejestru rynku mocy, a na podstawie takiego wpisu – oferowania Obowiązku Mocowego na najbliższej aukcji głównej, przypadającej po wpisie jednostki fizycznej zagranicznej do rejestru rynku mocy, oraz uczestnictwa w rynku wtórnym przez okres nieprzekraczający 12 miesięcy (nie później niż zakończenie kolejnej certyfikacji ogólnej). Zakup Biletu dokonywany jest po cenie oferowanej przez uczestników Aukcji Biletowej.
[Ramy czasowe] Przewiduje się, że moce niezbędne do pokrycia w danym roku szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną będą kontraktowane w ramach:
- aukcji głównych – przeprowadzanych pomiędzy 15 listopada a 31 grudnia piątego roku poprzedzającego Okres Dostaw, oraz
- aukcji dodatkowych – przeprowadzanych w I kwartale roku kalendarzowego poprzedzającego Okresy Dostaw.
W przypadku pierwszego i drugiego Okresu Dostaw, które mają nastąpić w latach 2021-2022, okres pomiędzy aukcją główną a Okresem Dostaw będzie skrócony, aukcje główne bowiem na Okresy Dostaw w latach 2021-2022 odbędą się w 2018 r. (podobnie jak aukcja główna na rok dostaw 2023). Pierwsza Aukcja Biletowa odbędzie się w roku 2019, co oznacza, że jednostki fizyczne zagraniczne będą mogły uczestniczyć w certyfikacji ogólnej najwcześniej w 2020 r. i przystąpić wówczas do aukcji głównej na rok 2025.
Regulamin rynku mocy ma zostać opracowany przez OSP do 31 października 2017 r. i zatwierdzony przez Prezesa URE do 29 grudnia 2017 r. Certyfikacja do aukcji głównych na Okresy Dostaw 2021-2023 będzie mogła być łączna.
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 JRM, przy czym utworzenie JRM będzie odbywało się w następujących etapach:
| Certyfikacja ogólna | Certyfikacja do aukcji głównej i aukcji dodatkowej |
|
|
|
|
|
Certyfikację mogą otrzymać JFW i JFRZ o mocy osiągalnej brutto nie niższej niż 2 MW, jak również grupy takich jednostek agregowane w JRM o łącznej mocy osiągalnej brutto w przedziale od 2 do 50 MW. Moc elektryczna osiągalna pojedynczej JFW wchodzącej w skład agregowanej JRM nie może przekraczać 10 MW. Nie jest dopuszczalne agregowanie JFW i JFRZ w ramach jednej JRM.
Certyfikat nie może zostać wydany, w sytuacji gdy JFW:
- świadczy na rzecz OSP usługi o charakterze i sposobie wynagradzania zbliżonym do Obowiązku Mocowego (lista takich usług będzie publikowana przez Prezesa URE),
- korzysta z systemów wsparcia dla energii z OZE i jednocześnie nie jest jednostką spalania wielopaliwowego lub wykorzystującą układy hybrydowe;
- jest jednostką fizyczną zagraniczną, korzystającą z systemu wsparcia dla kogeneracji.
[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, , obliczoną na podstawie danych z ostatnich 5 lat, z uwzględnieniem planowanych i nieplanowanych ubytków mocy (w pierwszych 3 aukcjach współczynnik ten będzie wynosił 1).
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 JFW; jednostkowa emisja dwutlenku węgla i substancji szkodliwych dla środowiska naturalnego (SOx, NOx, pyły); minimum techniczne JFW, 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 25 tygodnie przed rozpoczęciem aukcji.
W trakcie aukcji możliwa będzie zmiana deklarowanej długości obowiązywania Umowy Mocowej, natomiast niedopuszczalna będzie zmiana rocznego wolumenu mocy dyspozycyjnej.
Minister Energii oraz Prezes URE będą uprawnieni do unieważnienia, w drodze decyzji, aukcji w terminie 14 dni od dnia jej zakończenia w przypadku, gdy aukcja została przeprowadzona niezgodnie z przepisami prawa, lub warunkami aukcji lub uczestnik dopuścił się zachowania niezgodnego z przepisami prawa, lub regulaminem rynku mocy.
[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, odpowiednio: (i) ogłoszenia przez OSP wstępnych wyników aukcji pod warunkiem zawieszającym ogłoszenia ostatecznych 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 JRM 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 ani JRM, w stosunku do których nie uiszczono należnych kar.
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 muszą być zgłaszane do rejestru w odpowiednich terminach (transakcje na rynku wtórnym co najmniej na dobę przed rozpoczęciem okresu, którego dotyczą, zaś realokacja – najpóźniej w 5. dniu po Okresie Zagrożenia) i 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 przez 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 JFM będą zobowiązane do przedłożenia – jeszcze przed udziałem w aukcji – zabezpieczenia finansowego w wysokości proporcjonalnej do zadeklarowanej mocy dyspozycyjnej (z zastrzeżeniem zwolnienia z tego obowiązku podmiotów, które posiadają rating na poziomie określonym w rozporządzeniu Ministra Energii). 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 wartości 20% całkowitych planowanych nakładów inwestycyjnych;
- przed rozpoczęciem Okresu Dostaw: wykazania możliwości dostarczenia mocy poprzez demonstrację co najmniej jednogodzinnej ciągłej generacji na poziomie 95% Obowiązku Mocowego ustalonego na podstawie korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności.
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 JFRZ do redukcji mocy] JFRZ 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, JFRZ będą zobowiązane do złożenia zabezpieczenia, które zostanie zwolnione po aukcji, o ile JFRZ otrzyma Certyfikat Testu DSR na co najmniej 1 miesiąc przed rokiem dostaw.
[Realizacja Obowiązku Mocowego] Obowiązek Mocowy podlegać będzie realizacji w Okresach Dostaw (w zakresie pozostawania w gotowości do dostarczania mocy do systemu) oraz Okresach Zagrożenia (w zakresie dostarczania mocy do systemu), gdzie Okresami Zagrożenia będą godziny określone w rozporządzeniu wykonawczym (według projektów aktów wykonawczych – 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 z co najmniej 3-miesięcznym wyprzedzeniem na okres nie dłuższy niż 5% Okresu Dostaw, (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 w poprzednich Okresach Zagrożenia 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 na warunkach szczegółowo określonych w rozporządzeniach wykonawczych i regulaminie rynku mocy przygotowanym przez OSP i zatwierdzonym przez Prezesa URE, przy czym w ramach rozliczeń będzie uwzględniane porównanie tzw. Skorygowanego Obowiązku Mocowego (SOM) oraz Wykonania Skorygowanego Obowiązku Mocowego (WSOM), gdzie:
- wartością SOM dla danej JRM będzie uwzględniała:
- Obowiązek Mocowy danej JRM,
- prognozowane zapotrzebowanie na moc w systemie w Okresie Zagrożenia oraz prognozowane wytwarzanie w jednostkach nieobjętych Obowiązkiem Mocowym,
- (sumy Obowiązku Mocowego wszystkich JRM w pomniejszonego o Uzasadnione Korekty wszystkich JRM
- wartością WSOM dla danej JRM 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 JRM DSR aktywną na rynku bilansującym;
- faktyczny wolumen redukcji JRM DSR, która nie złożyła oferty redukcji na rynku bilansującym, w każdym wypadku powiększone o Uzasadnione Korekty.
Wynagrodzenie z tytułu realizacji Obowiązku Mocowego płatne jest miesięcznie z dołu i – w przypadku Nowych oraz Modernizowanych JRM – jest pomniejszane o wysokość pomocy inwestycyjnej otrzymanej przez daną JRM przed rokiem dostaw. W przypadku instalacji spalania wielopaliwowego oraz układów hybrydowych wysokość wynagradzanego Obowiązku Mocowego jest również pomniejszana o generację objętą świadectwami pochodzenia faktycznie wydanymi dla tej instalacji.
W przypadku, gdy w danym Okresie Zagrożenia WSOM (po uwzględnieniu Realokacji Wolumenu WSOM) posiada wartość niższą niż SOM dla danego JRM, 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 Obowiązku Mocowego danej JRM i najwyższej ceny zamknięcia aukcji dla danego roku dostaw, (ii) w ciągu miesiąca – 1/5 limitu rocznego.
W przypadku, gdy WSOM (po uwzględnieniu Realokacji Wolumenu WSOM) posiada wartość wyższą niż SOM dla danego JRM, Dostawca Mocy będzie uprawniony do premii, która powinna:
- odpowiadać udziałowi JRM w pokryciu wolumenu brakującego do pełnego wykonania wszystkich SOM
- być finansowana z redystrybucji kar płatnych za dany Okres Zagrożenia przez podmioty, w przypadku których WSOM był niższy niż SOM.
Do premii uprawnione będą również JRM certyfikowane na dany Okres Dostaw, które nie zawarły Umowy Mocowej, lecz dostarczyły moc w Okresie Zagrożenia. 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 zużycia energii, 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 określa ustawa. Ustalenie i ogłoszenie stawek opłaty mocowej przez Prezesa URE dla okresu od 1 października 2020 r. do 31 grudnia 2021 r. powinno nastąpić do 30 września 2019 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, (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) 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, wykonywanie Umów Mocowych będzie uzależnione od zgody Komisji Europejskiej na wprowadzenie nowego systemu pomocowego na rynku energii.
Energia elektryczna wytwarzana przez JFW (również w wykonaniu Obowiązku Mocowego) będzie sprzedawana i rozliczana na rynku energii, umożliwiając JFW osiąganie przychodów z dotychczasowego źródła, tj. sprzedaży energii elektrycznej. Niemniej, rynek mocy powinien skutkować względną obniżką cen energii elektrycznej z uwagi na to, że część kosztów stałych źródeł wytwarzania zostanie przeniesiona na odbiorców końcowych w opłacie mocowej.