Model rynku mocy w Polsce

Pobierz alert w wersji PDF

 

18 stycznia 2018 r. weszła w życie ustawa z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy („Ustawa”), której celem jest:

(a) stworzenie systemu zachęt do budowy nowych mocy, modernizowania oraz niewycofywania istniejących mocy;
(b) promowanie rozwoju usług redukcji zapotrzebowania (DSR);
(c) zabezpieczenie rozwoju tzw. „niesterowalnych” instalacji odnawialnych źródeł energii przy pomocy mocy „sterowalnych”;
(d) zapewnienie długoterminowego bezpieczeństwa dostaw do odbiorców końcowych w okresach zagrożeń.

Podstawowe założenia rynku mocy:

[Podmioty rynku mocy] Uczestnikami rynku mocy będą: operator systemu przesyłowego (OSP), operatorzy systemów dystrybucyjnych, zarządca rozliczeń, jak również dostawcy mocy oraz właściciele jednostek fizycznych wykorzystywanych przy oferowaniu obowiązku mocowego.

Uczestnikami dostarczającymi produkt (usługę) na rynku mocy i otrzymującymi z tego tytułu wynagrodzenie, będą dostawcy mocy, tj. podmioty dysponujące tzw. „Jednostkami Rynku Mocy” (dalej „JRM”) jako właściciele lub osoby upoważnione przez właścicieli do dysponowania:

(a) jednostkami fizycznymi wytwórczymi, w tym: jednostkami wytwórczymi lub magazynami energii elektrycznej posiadającymi zdolność do dostawy mocy do systemu (dalej „JFW”), albo
(b) jednostkami fizycznymi redukcji zapotrzebowania, dostarczającymi moc poprzez czasowe ograniczenie mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej (w tym poprzez faktyczne zmniejszenie poboru mocy z uwagi na redukcję zużycia energii elektrycznej, wykorzystanie magazynu energii bądź generację energii elektrycznej „za licznikiem”; dalej „JFRZ”).

 

Do grupy JFW i JFRZ są również zaliczane, odpowiednio: jednostki fizyczne zagraniczne wytwórcze oraz jednostki fizyczne zagraniczne redukcji zapotrzebowania z Państw Członkowskich UE, których systemy elektroenergetyczne są przyłączone bezpośrednio do polskiego systemu elektroenergetycznego. Jednostki te będą mogły wziąć udział w aukcji mocy pod warunkiem uzgodnienia takiego rozwiązania w odpowiedniej umowie zawartej pomiędzy właściwymi OSP. Alternatywnie, obowiązek mocowy może zostać zaoferowany bezpośrednio przez OSP wyznaczonego dla systemu Państwa Członkowskiego UE przyłączonego bezpośrednio do polskiego systemu przesyłowego.

[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 z 8-godzinnym wyprzedzeniem.

Obowiązek Mocowy będzie mógł być oferowany dla następujących Okresów Dostaw:
(a) rok kalendarzowy – w ramach aukcji głównej, bądź
(b) 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:
(a) do 15 lat dostaw – w przypadku Nowych JRM spełniających odpowiednie kryterium dotyczące nakładów na jednostkę (kryterium zostanie określone w parametrach aukcji, przy czym wstępnie spodziewane jest, że osiągnie ono wartość ok. 3,3 mln zł/MW),
(b) do 5 lat dostaw – w przypadku Nowych oraz Modernizowanych JRM, jak również JRM Redukcji Zapotrzebowania, które spełniają odpowiednie kryteria dotyczące nakładów na jednostkę określone w parametrach aukcji (wstępnie spodziewane jest, że kryterium osiągnie wartość ok. 0,5 mln zł/MW), albo
(c) 1 roku dostaw – w przypadku Istniejących JRM, jak również tych JRM Nowych lub Redukcji Zapotrzebowania, które nie spełniły kryterium nakładów określonych jako parametry aukcji, oraz jednostek fizycznych zagranicznych/połączenia międzysystemowego,

przy czym na podstawie przepisów przejściowych status Nowej JRM w pierwszej aukcji będą posiadały również jednostki istniejące, które rozpoczęły wytwarzanie po 1 lipca 2017 r., pod warunkiem spełnienia odpowiedniego kryterium dotyczącego wysokości nakładów na jednostkę dokonanych od dnia 1 stycznia 2014 r. (spodziewane jest, że kryterium to zostanie spełnione np. przez blok 11 w Kozienicach).

Maksymalne okresy umowne wskazane w pkt. (a) i (b) powyżej mogą zostać wydłużone o dodatkowe 2 lata w przypadku Nowych lub Modernizowanych JRM o niskiej emisji dwutlenku węgla (≤450 kg / MWh), a w przypadku jednostek kogeneracyjnych – pod dodatkowym warunkiem zasilania systemu ciepłowniczego.

Wysokość wynagrodzenia w umowach wieloletnich podlega indeksacji wskaźnikiem inflacji.

[Uczestnictwo w rynku mocy] Rynek mocy ma być zasadniczo 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 mocy będą mogły uczestniczyć jednostki fizyczne zagraniczne z państw członkowskich UE, których system elektroenergetyczny jest bezpośrednio przyłączony do KSE. Ustawa wyznacza 3 strefy geograficzne (Litwa, Szwecja oraz strefa profilu synchronicznego, obejmująca systemy Niemiec, Czech i Słowacji, przyłączone bezpośrednio do KSE), dla których Minister Energii w ramach parametrów aukcji każdorazowo określi maksymalne wolumeny Obowiązków Mocowych, które mogą być oferowane przez jednostki z tych stref (zakładany jest wstępnie poziom ok 1 GW począwszy od roku 2025). Prawo do oferowania mocy zlokalizowanej za granicą na aukcji głównej może być uzyskane poprzez:

(1) dopuszczenie do aukcji mocy JRM składających się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego (interkonektorów) – w takim wariancie za Dostawców Mocy w relacji z OSP uważani będą operatorzy sąsiadujących systemów przesyłowych; a zasady rozliczania wykonania Obowiązku Mocowego zostaną z góry uzgodnione w umowach zawieranych przez polskiego OSP z właściwymi zagranicznymi operatorami;

(2) przeprowadzenie aukcji wstępnych dla jednostek fizycznych zagranicznych oddzielnie we wszystkich strefach i dopuszczenie do aukcji mocy zwycięzców aukcji wstępnych (tj. jednostek, których oferty okazały się najtańsze i nie przekraczały wolumenu wyznaczonego dla strefy) – w takim wariancie Dostawcami Mocy będą dysponenci jednostek fizycznych zagranicznych, które zostaną wpisane do rejestru rynku mocy po ogłoszeniu wyników aukcji wstępnych. Przed rozpoczęciem aukcji głównej, OSP nie będzie ujawniał cen zaoferowanych w ramach aukcji wstępnych.

[Ramy czasowe] Przewiduje się, że moce niezbędne do pokrycia w danym roku szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną będą kontraktowane zgodnie z poniższym harmonogramem:

Przy czym:
(a) aukcje główne będą przeprowadzane pomiędzy 1 a 22 grudnia piątego roku poprzedzającego Okres Dostaw, oraz
(b) aukcje dodatkowe będą przeprowadzane w I kwartale roku kalendarzowego poprzedzającego Okres Dostaw,
(c) żadna JRM, z wyjątkiem JFW wytwarzających rocznie więcej niż 30% energii elektrycznej w kogeneracji, nie może wziąć udziału zarówno w aukcji głównej, jak i aukcji dodatkowej na ten sam rok dostaw.

W przypadku pierwszego i drugiego Okresu Dostaw (lata 2021-2022), okres pomiędzy aukcją główną a Okresem Dostaw będzie skrócony, bowiem aukcje główne na Okresy Dostaw w latach 2021-2022 odbędą się w 2018 r. (podobnie jak aukcja główna na rok dostaw 2023). Aukcje główne na okresy 2021 – 2023 odbędą się w odpowiednio w dniach: 15 listopada, 5 grudnia i 21 grudnia 2018 r. Pierwsza aukcja wstępna dla jednostek zagranicznych odbędzie się w roku 2019, co oznacza, że jednostki fizyczne zagraniczne będą mogły uczestniczyć dopiero w aukcji głównej na okres dostaw przypadający w roku 2024. Dla okresów 2021-2023 moce zagraniczne mogą uczestniczyć w rynku mocy wyłącznie w ramach aukcji dodatkowych.

Regulamin rynku mocy powinien zostać opracowany przez OSP do 28 lutego 2018 i zatwierdzony przez Prezesa URE do 30 marca 2018 r. Certyfikacja do aukcji głównych na Okresy Dostaw 2021-2023 będzie przeprowadzana łącznie w okresie od 5 września 2018 r. do 31 października 2018 r.

Zgodnie z „Rozwiązaniami funkcjonalnymi rynku mocy” (dokument ogłoszony przez polski rząd w dniu 30 września 2016 r.; dalej jako „Rozwiązania”), aukcje główne w ramach Rynku Mocy mają być przeprowadzane przez okres co najmniej 10 lat. Ustawa 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:

Certyfikację mogą otrzymać JFW i JFRZ o mocy osiągalnej netto nie niższej niż 2 MW, jak również grupy takich jednostek zagregowane w JRM o łącznej mocy osiągalnej netto w przedziale od 2 do 50 MW. Moc elektryczna osiągalna pojedynczej JFW wchodzącej w skład zagregowanej JRM nie może przekraczać 10 MW. Nie jest dopuszczalne agregowanie JFW i JFRZ w ramach jednej JRM. Dopuszczalne jest przy tym skonfigurowanie JRM złożonej z JFRZ planowanych – w takim przypadku dane identyfikacyjne JFRZ należy przedstawić przed testem redukcji, który musi odbyć się najpóźniej na miesiąc przed okresem dostaw.

Pierwsza certyfikacja ogólna zostanie przeprowadzona w dniach 3 kwietnia – 29 maja 2018 r. Certyfikację do aukcji głównej dla okresów dostaw przypadających na lata 2021–2023 rozpoczyna się w dniu 5 września 2018 r. i kończy w dniu 31 października 2018 r. Certyfikat nie może zostać wydany, w sytuacji gdy JFW:
(i) świadczy na rzecz OSP usługi o charakterze i sposobie wynagradzania zbliżonym do Obowiązku Mocowego (lista takich usług będzie publikowana przez Prezesa URE),
(ii) korzysta z systemów wsparcia dla energii z OZE i jednocześnie nie jest jednostką spalania wielopaliwowego lub wykorzystującą układy hybrydowe;
(iii) jest jednostką fizyczną zagraniczną, korzystającą z systemu wsparcia dla kogeneracji.

[Zasady prowadzenia aukcji] Aukcje będą prowadzone dla całego obszaru KSE za pomocą dedykowanego systemu teleinformatycznego.

Moc dyspozycyjna oferowana w aukcji głównej jest równa iloczynowi:

(a) mocy osiągalnej netto JRM oraz
(b) 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 dla JRM Redukcji Zapotrzebowania 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 poprzez ustalanie parametrów aukcji w oparciu o projekt przedstawiony przez OSP. Parametry aukcji będą obejmowały m.in. następujące wskaźniki:

− zapotrzebowanie na moc dyspozycyjną;
− maksymalne ceny ofertowe;
− liczba rund aukcji;
− w przypadku Nowych i Modernizowanych JRM – jednostkowe poziomy nakładów inwestycyjnych odniesione do mocy osiągalnej netto, które decydują o maksymalnej długości Umowy Mocowej, zawieranej w stosunku do danych jednostek;
− maksymalne wolumeny Obowiązków Mocowych dla poszczególnych stref zagranicznych.

Parametry aukcji będą określane w drodze rozporządzenia Ministra Energii wydawanego każdorazowo nie później niż 18 tygodni przed rozpoczęciem aukcji głównej.

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 przypadku gdy kilka ofert wyjścia zawiera jednakową cenę, na potrzeby ustalenia listy jednostek, które zostaną objęte Umowami Mocowymi, oferty będą szeregowane według następujących kryteriów:
(a) w pierwszej kolejności – według kryterium jednostkowego wskaźnika emisji CO2;
(b) w drugiej kolejności – według kryterium czasu złożenia ofert wyjścia.

W przypadku jednostek fizycznych zagranicznych, cenę oferty wyjścia na aukcji mocy ustala się w oparciu o cenę wskazaną w ramach zwycięskiej oferty z aukcji wstępnej, natomiast w przypadku JRM składających się z interkonektorów, cenę oferty ustala się zgodnie z zasadami określonymi w umowie zawartej pomiędzy OSP a operatorem zagranicznego systemu przesyłowego.

[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.

W przypadku gdy w wyniku zakończenia aukcji Obowiązek Mocowy powstaje w stosunku do JRM składającej się z interkonektorów, umowa pomiędzy OSP a operatorem zagranicznego systemu przesyłowego automatycznie przekształca się w Umowę Mocową.

[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:
(a) pierwszego roku dostaw zakontraktowanych dla Nowej JRM,
(b) JRM, w stosunku do których nie uiszczono należnych kar;
(c) JRM, które zakończyły testowy okres zagrożenia z wynikiem negatywnym;
(d) JFRZ, które nie wykonały wymaganego testu zdolności redukcji zapotrzebowania;
(e) JRM składających się z interkonektorów.

 Ponadto, gdy w ramach wykonywania Obowiązku Mocowego w Okresie Zagrożenia pojawi się nadwyżka Wykonania Skorygowanego Obowiązku Mocowego ponad Skorygowany Obowiązek Mocowy (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 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. Rejestr będzie tworzony etapami, przy czym pierwszy etap umożliwiający przeprowadzenie certyfikacji ogólnej powinien zostać zakończony nie później niż do dnia 28 lutego 2018 r.

[Kontrola prowadzenia inwestycji w zakresie Nowych i Modernizowanych JRM oraz JRM zagranicznych] Nowe JRM 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:
(i) w terminie 12 miesięcy od zakończenia aukcji głównej: poniesienia minimum 10% całkowitych planowanych nakładów finansowych i zawarcia umów inwestycyjnych o wartości 20% całkowitych planowanych nakładów inwestycyjnych;
(ii) przed rozpoczęciem Okresu Dostaw: wykazania możliwości dostarczenia mocy poprzez demonstrację co najmniej jednogodzinnej ciągłej generacji na poziomie 95% Obowiązku Mocowego ustalonego w oparciu o korekcyjny współczynnik dyspozycyjności.

W przypadku niespełnienia warunku, o którym mowa w pkt. (i) lub (ii) powyżej:
(a) 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
(b) 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.

Zabezpieczenie finansowe będzie pobierane także od uczestników aukcji wstępnych.

[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 z 8-godzinnym wyprzedzeniem.

Obowiązek Mocowy dla danego okresu może podlegać tzw. Uzasadnionej Korekcie (zmniejszeniu) w przypadku braku możliwości dostarczenia mocy w wyniku: (i) ograniczeń sieciowych wynikających z poleceń ruchowych operatora lub operatora systemu dystrybucyjnego, (ii) zdarzenia siły wyższej, które uniemożliwiło wykonanie Obowiązku Mocowego w wielkości wyższej niż 40%. 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.

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:

(a) wartością SOM dla danej JRM będzie uwzględniała:

(i) Obowiązek Mocowy danej JRM,
(ii) prognozowane zapotrzebowanie na moc w systemie w Okresie Zagrożenia oraz prognozowane wytwarzanie w jednostkach nieobjętych Obowiązkiem Mocowym,
(iii) sumy Obowiązku Mocowego wszystkich JRM, pomniejszonego o Uzasadnione Korekty wszystkich JRM;

(b) wartością WSOM dla danej JRM będzie:

(i) moc dyspozycyjna jednostki wytwórczej centralnie dysponowanej („JWCD”) dostępna dla OSP w ramach procesów rynku bilansującego;
(ii) ilość energii elektrycznej netto wytworzonej przez jednostkę wytwórczą nieuczestniczącą w systemie bilansowania („nJWCD”);
(iii) moc zgłoszona w ramach oferty redukcji przez JRM DSR aktywną na rynku bilansującym;
(iv) 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 JRM składających się z interkonektorów, wynagrodzenie z tytułu realizacji Obowiązku Mocowego dzieli się w równych częściach między Dostawcę Mocy i operatora właściwego systemu przesyłowego.

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. 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 niewykonania SOM przez JRM składające się z interkonektorów kara jest naliczana albo Dostawcy Mocy albo operatorowi systemu – w zależności od tego, który z tych podmiotów nie udostępnił odpowiednich zdolności wymiany transgranicznej na połączeniu międzysystemowym.

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: (i) odpowiadać udziałowi JRM 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. 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.

W przypadku JRM składających się z interkonektorów spełnienie Obowiązku Mocowego będzie badane zbiorczo w oparciu o porównanie całkowitego przepływu mocy z danej strefy z sumą SOM przynależnych do wykonania przez wszystkie interkonektory położone w danej strefie. Natomiast, w przypadku jednostek fizycznych zagranicznych SOM uznaje się za wykonany, gdy: (a) łączny przepływ mocy z danej strefy był równy lub większy niż suma SOM wszystkich JRM w danej strefie, albo (b) JRM fizycznie dostarczyła moc do sieci sąsiedniego operatora (lub zredukowała pobór) w wysokości odpowiadającej SOM, lub (c) JRM zaoferowała na giełdzie energii lub na rynku bilansującym dostawę / ograniczenie poboru mocy w ilości odpowiadającej SOM.

[Budżet] Budżet przeznaczony na wsparcie rynku mocy był szacowany przez Ministerstwo Energii na etapie Rozwiązań na ok. 3 mld zł rocznie, niemniej sama Ustawa nie precyzuje całkowitej wielkości budżetu. Na podstawie założeń przyjętych w ocenie skutków regulacji, można wstępnie założyć, że wsparcie w ramach rynku mocy wyniesie ok. 113 tys. Zł/MW/rok. 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:

(a) gospodarstwa domowe, dla których nie prowadzi się godzinowego pomiaru zużycia, będą płaciły stawkę ryczałtową za punkt pomiarowy w zależności od zużycia energii, zaś
(b) pozostali odbiorcy będą uiszczać opłaty w oparciu o stawkę zmienną naliczaną od ilości energii zużywanej w godzinach szczytu zapotrzebowania.

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.

 Zmiany wprowadzane w innych ustawach

Poza określeniem zasad funkcjonowania rynku mocy w Polsce, Ustawa wprowadza także istotne zmiany w obowiązujących przepisach:

[Podwyższenie obliga giełdowego] Zgodnie z Ustawą, poziom obliga giełdowego wskazany w ustawie Prawo Energetyczne zostanie podwyższony z 15 do 30 % wytworzonej energii elektrycznej. Zwiększenie obowiązku będzie dotyczyło wyłącznie energii elektrycznej wytworzonej od dnia 1 stycznia 2018 r.

 [Zmiana wysokości opłat koncesyjnych] Ustawa zwiększa minimalny i maksymalny próg opłaty koncesyjnej dla wszystkich rodzajów działalności koncesjonowanych wskazanych w ustawie Prawo Energetyczne, zwalniając jednocześnie z opłat koncesyjnych działalność polegającą na wytwarzaniu energii elektrycznej w instalacji odnawialnego źródła energii o mocy nieprzekraczającej 5 MW. Minimalna wysokość opłaty zostanie zwiększona z dotychczasowych 200 zł do poziomu 1 000 zł, zaś maksymalny limit opłaty koncesyjnej zostanie zwiększony z 1 000 000 zł do 2 500 000.

Ustawa wprowadza także delegację do wydania nowego rozporządzenia określającego szczegółowe zasady ustalania wysokości opłat koncesyjnych.

Wejście w życie i przewidywane skutki

Należy jednak zauważyć, że znaczna część istotnych regulacji dotyczących funkcjonowania rynku mocy zostanie doprecyzowane dopiero w aktach wykonawczych do Ustawy (np. parametry poszczególnych aukcji) oraz dokumentach i informacjach publikowanych przez OSP i Prezesa URE (np. stawki opłaty mocowej).

Ponadto, zgodnie Ustawą, wykonywanie Umów Mocowych oraz pobór opłaty mocowej są uzależnione od zgody Komisji Europejskiej na wprowadzenie nowego systemu pomocowego na rynku energii. Niemniej, wydaje się, że taka zgoda zostanie uzyskana, mając na uwadze fakt, że zmiany dokonane na etapie prac sejmowych nad Ustawą w znacznej mierze miały uwzględniać postulaty Komisji zgłoszone do pierwotnego projektu Ustawy.

Pomimo deklarowanej neutralności technologicznej rynku mocy i niskiego progu mocy osiągalnej warunkującej przystąpienie do aukcji (2 MW), w praktyce Ustawa 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 (z pewnymi wyjątkami), (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.

Z drugiej strony, rynek mocy powinien skutkować względną obniżką cen hurtowych energii elektrycznej z uwagi na to, że część kosztów stałych źródeł wytwarzania zostanie przeniesiona na odbiorców końcowych w opłacie mocowej.