Akty wykonawcze do ustawy o rynku mocy

Akty wykonawcze do ustawy o rynku mocy Małgorzata Kozak Rynek mocy w praktyce Warszawa 31. 08. 2018r.

Rynek mocy podstawowe regulacje 1. Ustawa z dnia 3 stycznia 2018 r. o rynku mocy 2. Decyzja KE z 7 lutego 2018 r. zatwierdzająca mechanizm zdolności wytwórczych mających na celu zagwarantowanie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej (rynek mocy) State aid No. SA.46100 (2017/N) - Poland - Planned Polish capacity mechanism 3. Regulamin rynku mocy zatwierdzony decyzją PURE z dnia 31. 03. 2018 r. 4. Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 18 lipca 2018 r. w sprawie wykonania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz zawierania transakcji na rynku wtórnym (Dz. U. z 2018 r., poz. 1455) 5. Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 22 sierpnia 2018 r. w sprawie parametrów aukcji głównych dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 2023 (Dz. U. z 2018 r., poz. 1632) 6. Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 2018 r. w sprawie zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych 7. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej (projekt) art. 23

Decyzja KE zobowiązania Polski z tytułu rynku mocy 1. Od 1 lipca 2018 r. limity cen na rynku spotowym w Polsce oparte zostaną na limitach wyznaczonych w ramach market coupling Decyzja ACER z 14.11.2017 od -500 do 3 000 EUR/MWh dla RDN oraz od -9999 do 9999 EUR/MWh dla RDB zmiana została już wprowadzona Szczegółowe Zasady Obrotu i Rozliczeń TGE 2. Od 1 stycznia 2019 r. limity cen na rynku bilansującym będą co do zasady analogiczne do zasad na rynku spotowym karta aktualizacji wprowadzająca zmiany jest przedmiotem konsultacji przez PSE z uczestnikami rynku - do 31.08.2018 r. 3. Od 1 stycznia 2021 r. ceny na rynku bilansującym oparte zostaną o cenę krańcową (ewentualnie będzie możliwe stosowane cen węzłowych), DSR będzie mógł brać udział w rynku hurtowym i bilansującym 4. Od 1 stycznia 2021 r. zostanie wprowadzony mechanizm zwiększania ceny rozliczeniowej na rynku bilansującym (w sytuacjach niskich rezerw) o wskaźnik oparty na VoLL lub LoLP; brak rezerw cena nie niższa niż maksymalna cena rynku bilansującego (scarcity pricing) 5. Od 1 stycznia 2021 r. zostaną wycofane systemu IRZ, ORM, PI oraz Gwarantowany Interwencyjny Program DSR

Rozporządzenie ME w sprawie wykonania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz zawierania transakcji na rynku wtórnym standard bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych rozumiany jako dopuszczalny oczekiwany czas braku dostaw mocy elektrycznej do odbiorców końcowych, wyrażony w godzinach na rok; procedura ogłaszania okresu zagrożenia oraz przypadki, w których operator może nie ogłaszać okresu zagrożenia mimo obniżenia nadwyżki mocy dostępnej w procesach planowania dobowego pracy systemu poniżej wartości wymaganej; dni i godziny, w których może wystąpić okres zagrożenia; sposób wyznaczania wielkości mocy dostarczonej w wyniku czasowego ograniczenia mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej przez jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania; sposób dokonania demonstracji; wymagania w zakresie dopuszczalności prowadzenia obrotu obowiązkami mocowymi i ich realokacji, w tym minimalną wielkość tego obowiązku, która może być przeniesiona; sposób obliczenia jednostkowej stawki kary za niewykonanie obowiązku mocowego.

Standard bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej Standard bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych 3h/rok liczba godzin w roku, w których dopuszcza się wystąpienie braku możliwości zrównoważenia sumarycznej mocy osiągalnej netto jednostek wytwórczych przyłączonych do systemu z zapotrzebowaniem sieci powiększonym o: minimalną rezerwę zdolności wytwórczych oraz z uwzględnieniem planowanego salda wymiany międzynarodowej z państwami innymi niż wymienione w art. 6 ust. 6 ustawy o rynku mocy (art. 6 ust 6 ustawy o rynku mocy wskazuje Niemcy, Czechy, Słowację, Litwę, Szwecję)

Standard bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej Minimalna rezerwa zdolności: Rmin = 1,2 Pmax Rmin minimalna rezerwa zdolności wytwórczych, wyrażona w [MW], Pmax moc osiągalną netto największej pod względem mocy jednostki wytwórczej przyłączonej do systemu, wyrażoną w [MW]

Okres zagrożenia po ustaleniu, w procesie bilansowania dobowego lub po dokonaniu aktualizacji bilansu dobowego, że nadwyżka sumarycznej mocy osiągalnej netto jednostek wytwórczych przyłączonych do systemu, pomniejszonej o ubytki mocy wynikające z prowadzonych remontów, postojów awaryjnych, warunków atmosferycznych i ograniczeń sieciowych, oraz o moc osiągalną netto jednostek wytwórczych przyłączonych do systemu niezaoferowaną operatorowi ponad zapotrzebowanie sieci oraz uwzględniając planowane saldo wymiany międzynarodwej, wynosi mniej niż wielkość wymagana, określona zgodnie z art. 9g ust. 4 pkt 9 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne art. 9 ust. 4 pkt 9 ustawy Prawo energetyczne: niezbędne wielkości rezerw zdolności wytwórczych, przesyłowych i połączeń międzynarodowych

Okres zagrożenia OSP może nie ogłaszać okresu zagrożenia jeśli nadwyżka sumarycznej mocy osiągalnej netto ponad zapotrzebowanie nie jest niższa niż 4 punkty procentowe oraz OSP uzna, że nie ma zagrożenia dla pokrycia zapotrzebowania sieci

Okres zagrożenia Okres zagrożenia może zostać ogłoszony w okresie obowiązywania umowy mocowej od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w godzinach od 7:00 22:00 dla jednej godziny albo dla wielu godziny jeśli operator stwierdzi wystąpienie więcej niż jednego okresu zagrożenia w danej dobie

Okres zagrożenia Regulamin rynku mocy 16.3.1. Identyfikacja okresów zagrożenia 16.3.2. ogłaszanie okresów zagrożenia Ogłoszenie okresu zagrożenia następuje nie później niż 8 h przed rozpoczęciem okresu zagrożenia. W przypadku bezpośredniego powiadomienia dostawców mocy (mail, sms), za czas powiadomienia uznaje się czas nadania stosownych komunikatów, a nie czas ich dostarczenia. Ogłoszenie okresu zagrożenia może nastąpić: - osobno dla jednego okresu zagrożenia, - łączenie dla kilku okresów zagrożenia, jeśli stwierdzono wystąpienie więcej niż jednego okresu zagrożenia. Na potrzeby wyznaczenia wielkości wykonania obowiązku mocowego z wykorzystaniem danych pomiarowo rozliczeniowych o których mowa w pkt 16.4.1. pkt 1, 4, 5, dla każdej jednostki rynku mocy wyznacza się jeden profil dostarczania lub poboru energii elektrycznej z sieci

Profil bazowy jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania Profil bazowy: metody wyznaczania Metoda profilu planowanego jeżeli dostawca mocy złożył wniosek o stosowanie profilu planowanego oraz utrzymuje poprawność planowania (przez kolejne 30 dni) Metoda profilu historycznego z korektą poziomu zużycia - w przypadku gdy nie zostały spełnione warunki dla profilu planowanego ( 9 ust. 2 rozporządzenia)

Profil bazowy jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania profil planowany Metodę profilu planowanego stosuje się od pierwszego dnia miesiąca następującego po potwierdzeniu przez operatora osiągnięcia poprawności planowania tj. osiągnięcia przez okres co najmniej 30 kolejnych dni kalendarzowych odpowiedniej poprawności planowania (średnie odchylenie względne nie przekracza 15%), do dnia: 1) utraty poprawności planowania; 2) nieprzekazania planów dostaw energii elektrycznej dla okresu 5 kolejnych dni kalendarzowych; 3) złożenia przez dostawcę mocy do operatora wniosku o zaniechanie stosowania metody profilu planowanego.

Profil bazowy jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania profil planowany Regulamin rynku mocy 16.5. Metody wyznaczania wielkości redukcji zapotrzebowania 16.5.4. Jeżeli określona dla danej jednostki rynku mocy metoda wyznaczania profilu bazowego wymaga przekazywania planów dostaw energii elektrycznej dla jednostek rynku mocy redukcji zapotrzebowania dostawca mocy przekazuje plany dostaw energii elektrycznej z wykorzystaniem rejestru albo na adres e-mail wskazany przez OSP jeżeli rejestr nie udostępnia takiej funkcjonalności. 16.5.5. Plany dostaw energii elektrycznej o których mowa w pkt 16.5.4, przekazuje się w trybie dobowym z wyprzedzeniem umożliwiającym wykorzystanie w planowaniu koordynacyjnym dobowym, tj. nie później niż o godz. 18.00 w dniu poprzedzającym dzień, którego dotyczą. 16.5.6. Plany dostaw energii elektrycznej, o których mowa w pkt 16.5.4. sporządza się ze wskazaniem ilości energii elektrycznej dostarczanej do danej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania w każdej godzinie, co najmniej dla godzin, w których może wystąpić okres zagrożenia. 11 ust. 1 rozporządzenia: W celu wykazania poprawności planowania dla danej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, dostawca mocy przekazuje operatorowi plany dostaw energii elektrycznej, wskazujące ilości energii elektrycznej dostarczanej do jednostki rynku mocy w każdej godzinie, co najmniej dla godzin, o których mowa w 7 ust. 1, sporządzane nie później niż do godziny 10:00 w dniu poprzedzającym dzień, którego plany te dotyczą.

Profil bazowy jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania profil historyczny Profil bazowy wyznaczany z zastosowaniem metody profilu historycznego równa się sumie: 1. profilu odniesienia będącego szeregiem wartości średnich arytmetycznych rzeczywistych wielkości dostaw energii elektrycznej do jednostki rynku mocy, wyznaczonego dla każdej godziny wskazanej zgodnie z 7 ust. 1 (godzina w której dopuszczalne było ogłoszenie okresu zagrożenia 7:00 22:00), z odrzuceniem wartości największej i najmniejszej, w okresie odniesienia bezpośrednio poprzedzającym dzień, dla którego wyznaczany jest profil odniesienia, obejmującym 10 kolejnych dni, o których mowa w 7 ust. 1, w których nie wystąpił okres zagrożenia, oraz 2. korekty wyznaczonej jako różnica średniej wartości rzeczywistych wielkości dostaw energii elektrycznej dla piątej, czwartej i trzeciej godziny poprzedzających rozpoczęcie pierwszego okresu zagrożenia w danej dobie i średniej wielkości dostaw energii elektrycznej w tych samych godzinach, wynikającej z profilu odniesienia, o którym mowa w pkt 1.

Demonstracja wykonania obowiązku mocowego Art. 67 ustawy o rynku mocy: 1. Po zakończeniu każdego kwartału w roku dostaw, dostawca mocy, który był stroną umowy mocowej, wykazuje operatorowi zdolność do wykonania obowiązku mocowego w stosunku do każdej z jednostek rynku mocy, której dotyczy umowa mocowa. 2. Wykazanie zdolności do wykonania obowiązku mocowego polega na wskazaniu operatorowi, określonej w przepisach wydanych na podstawie art. 68, liczby godzin w każdym kwartale, w których jednostka rynku mocy dostarczała moc do systemu (demonstracja). 3. Za dostarczenie mocy do systemu na potrzeby demonstracji uważa się, w przypadku: 1. jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania ograniczenie mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej w wielkości nie mniejszej niż najwyższy obowiązek mocowy tej jednostki w kwartale dostaw; 2. jednostki rynku mocy wytwórczej wytworzenie energii elektrycznej w wielkości nie mniejszej niż najwyższy obowiązek mocowy tej jednostki w kwartale dostaw. ust. 1

Demonstracja wykonania obowiązku mocowego - jednostka rynku mocy wytwórcza a) składającej się wyłącznie z jednostek fizycznych wytwórczych uczestniczących aktywnie w bilansowaniu systemu w ramach mechanizmu centralnego bilansowania mocy wytwórczej poprzez wskazanie oferty bilansującej, obejmującej co najmniej jedną godzinę, złożonej w odniesieniu do tej jednostki, przyjętej przez operatora i wykonanej na zasadach określonych w instrukcji, o której mowa w art. 9g ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, b) innej niż określona w lit. a poprzez wskazanie jednej godziny, w której ta jednostka wytwarzała energię elektryczną zgodnie ze swoim obowiązkiem mocowym;

Demonstracja wykonania obowiązku mocowego - jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania a) składającej się wyłącznie z jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania uczestniczących aktywnie w bilansowaniu systemu w ramach mechanizmu centralnego bilansowania mocy wytwórczej poprzez wskazanie oferty redukcji obciążenia, obejmującej co najmniej jedną godzinę, złożonej w odniesieniu do tej jednostki, przyjętej przez operatora i wykonanej na zasadach określonych w instrukcji, o której mowa w art. 9g ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, b) innej niż określona w lit. a poprzez wskazanie jednej godziny, w której ta jednostka ograniczyła czasowo zużycie energii elektrycznej

13 Demonstracja wykonania obowiązku mocowego uznanie wykonania obowiązku mocowego 2. Jeżeli w odniesieniu do jednostki rynku mocy w danym kwartale został ogłoszony testowy okres zagrożenia lub jeżeli ogłoszono okres zagrożenia, uznaje się, że jednostka ta wykazała zdolność do wykonania obowiązku mocowego, o której mowa w art. 67 ust. 1 ustawy, w przypadku uzyskania pozytywnego wyniku testowego okresu zagrożenia lub wykonania pełnego skorygowanego obowiązku mocowego w okresie zagrożenia. 6. W przypadku nieusunięcia przez właściwego operatora systemu elektroenergetycznego ograniczeń sieciowych lub niezaprzestania wydawania poleceń ruchowych uniemożliwiających dokonanie demonstracji w terminie 14 dni od dnia złożenia wniosku, o którym mowa w 13 ust. 4, uznaje się, że zdolność do wykonania obowiązku mocowego została wykazana. 14 4. Jeżeli operator w terminie 7 dni od otrzymania wniosku, o którym mowa w 14ust. 2, nie wydał jednostce rynku mocy redukcji zapotrzebowania polecenia wykonania usługi, o której mowa w ust. 1, lub nie ogłosił testowego okresu zagrożenia zgodnie z wnioskiem, o którym mowa w ust. 3, uznaje się, że zdolność do wykonania obowiązku mocowego została wykazana przez tę jednostkę.

Rynek wtórny Obrót wtórny obowiązkiem mocowym odbywa się w odniesieniu do godzin 7:00 22:00 Minimalna wielkość przenoszonego obowiązku mocowego 0,001 MW Obowiązek mocowy może podlegać dowolnej liczbie podziałów z zachowaniem ww. zasad Obowiązek mocowy jednostki rynku mocy może zostać przeniesiony na inną jednostkę rynku mocy, jeżeli łączna wielkość obowiązku mocowego jednostki rynku mocy, na którą obowiązek mocowy jest przenoszony, nie przekroczy: 1) wynikającego z certyfikatu wydanego dla tej jednostki iloczynu jej mocy osiągalnej netto oraz wartości korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności, o którym mowa w art. 18 ustawy, albo 2) mocy osiągalnej netto tej jednostki, z zastrzeżeniem, że w takim przypadku wartość iloczynu, o którym mowa w pkt 1, może być przekroczona dla nie więcej niż 300 godzin w roku kalendarzowym.

Kary za niewykonanie obowiązku SKn = 0,3 x (PKBn-2/En-2) mocowego SKn jednostkową stawkę kary w roku dostaw n, wyrażoną w [zł/mwh], PKB n-2 wartość produktu krajowego brutto w Polsce, za rok przypadający na 2 lata przed rokiem dostaw n, określoną w cenach bieżących, opublikowaną przez Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, wyrażoną w [zł], En-2 ilość zużywanej energii elektrycznej w roku kalendarzowym przypadającym na 2 lata przed rokiem dostaw n, opublikowaną przez Główny Urząd Statystyczny w dokumencie Zużycie paliw i nośników energii, wyrażoną w [MWh].

Kary za niewykonanie obowiązku mocowego Przykładowe wyliczenie kary SKn = 0,3 x (PKBn-2/En-2) po podstawieniu do wzoru zmiennych: PKB szacunek dla 2016 r.: 1 851,2 mld zł Zużycie energii elektrycznej w roku 2016 r.: 156 161 000 MWh Współczynnik: 0,3 otrzymujemy karę w wysokości: 3556,33 zł/mwh i odpowiednio 3,56 zł/ kwh.

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie parametrów aukcji głównych dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 2023

Aukcje mocy - 2018 2018 ustawowy obowiązek przeprowadzenia aukcji w jednym dniu 15 listopada 2018 r. okres dostaw 2021 5 grudnia 2018 r. okres dostaw 2022 21 grudnia 2018 r. okres dostaw 2023

Aukcja główna - parametry OSP opracowuje parametry aukcji głównej dla Roku Dostaw n+5 28 dni od zakończenia certyfikacji ogólnej (art. 14 ust. 2) 07.04.2019 20.06.2018 przekazanie przez OSP parametrów aukcji do ME oraz PURE brak terminu na wydanie opinii dla PURE ale ME wydaje rozporządzenie nie później niż 18 tygodni przed aukcją główną - 12.07.2019 wydanie opinii PURE 22.08.2018 wydanie rozporządzenia ME

Parametrami aukcji głównej są: Aukcja mocy parametry ustawa o rynku mocy 1) wielkości wyznaczające popyt w aukcji, o których mowa w art. 31; 2) cena maksymalna określona dla cenobiorcy, wyznaczona na podstawie kapitałowych i operacyjnych kosztów stałych; 3) maksymalna liczba rund aukcji; 4) jednostkowe poziomy nakładów inwestycyjnych odniesione do mocy osiągalnej netto, warunkujące kwalifikację jednostki rynku mocy jako: a) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej uprawnionej do oferowania obowiązków mocowych na nie więcej niż 15 okresów dostaw w aukcji głównej, b) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej albo jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania uprawnionej do oferowania obowiązków mocowych na nie więcej niż 5 okresów dostaw w aukcji głównej; 5) minimalne wielkości obowiązków mocowych planowanych do pozyskania w wyniku aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw, którego dotyczy aukcja główna; 6) korekcyjne współczynniki dyspozycyjności dla poszczególnych grup technologii; 7) maksymalne wolumeny obowiązków mocowych dla stref, o których mowa w art. 6 ust. 6.

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie parametrów aukcji głównych dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 2023 Zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej wynosi dla okresu dostaw przypadającego na: 1) 2021 r. 22 732 MW, 2) 2022 r. 23 003 MW, 3) 2023 r. 23 292 MW, W przypadku zawarcia, w wyniku wcześniejszych aukcji głównych, umów na dostawę mocy na więcej niż jeden rok dostaw zapotrzebowanie na moc wskazane w kolejnych aukcjach będą odpowiednio pomniejszone.

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie parametrów aukcji głównych dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 2023 Cena wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej, odzwierciedlająca alternatywny koszt pozyskania mocy przez operatora przez budowę jednostki wytwórczej o najniższych operacyjnych i kapitałowych kosztach stałych, wynosi dla okresu dostaw przypadającego na: 1) 2021 r. 298 zł/kw; 2) 2022 r. 305 zł/kw; 3) 2023 r. 313 zł/kw.

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie parametrów aukcji głównych dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 2023 Parametr wyznaczający wielkość mocy poniżej zapotrzebowania na moc w aukcji głównej, dla której cena osiąga wartość maksymalną wynosi dla okresu dostaw przypadającego na: 2021 r. 3,50% 2022 r. 3,64%; 2023 r. 3,75%.

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie parametrów aukcji głównych dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 2023 Parametr wyznaczający wielkość mocy ponad zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej, dla której cena osiąga wartość minimalną równą 0,01 zł/kw/miesiąc, wynosi dla okresu dostaw przypadającego na: 1) 2021 r. 5,02%; 2) 2022 r. 4,28%; 3) 2023 r. 3,74%.

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie parametrów aukcji głównych dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 2023 Cena maksymalna określona dla cenobiorcy, wyznaczona na podstawie kapitałowych i operacyjnych kosztów stałych wynosi dla okresu dostaw przypadającego na: 1) 2021 r. 193 zł/kw; 2) 2022 r. 198 zł/ kw; 3) 2023 r. 203 zł/kw.

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie parametrów aukcji głównych dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 2023 Maksymalna liczba rund aukcji głównej dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 2023-15 rund Aukcje 15 listopada 2018 r. okres dostaw 2021 5 grudnia 2018 r. okres dostaw 2022 21 grudnia 2018 r. okres dostaw 2023

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie parametrów aukcji głównych dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 2023 Jednostkowy poziom nakładów inwestycyjnych netto odniesiony do mocy osiągalnej netto, uprawniający do oferowania obowiązków mocowych w aukcji głównej dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 2023 na nie więcej niż: 1) 15 okresów dostaw, przez nową jednostkę rynku mocy wytwórczą, wynosi 3000 zł/kw; 2) 5 okresów dostaw, przez nową i modernizowaną jednostkę rynku mocy wytwórczą albo jednostkę rynku mocy redukcji zapotrzebowania, wynosi 500 zł/kw.

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie parametrów aukcji głównych dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 2023 Korekcyjne współczynniki dyspozycyjności dla poszczególnych grup technologii dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 2023 określa się na poziomie: 1. 91,54% dla turbin parowych, układów turbin parowych, turbin powietrznych, ogniw paliwowych oraz organicznego cyklu Rankine'a; 2. 91,80% dla układów gazowo-parowych; 3. 93,21% dla turbin gazowych pracujących w cyklu prostym oraz silników tłokowych; 4. 10,94% dla turbin wiatrowych pracujących na lądzie; 5. 44,39% dla elektrowni wodnych przepływowych; 6. 97,61% dla elektrowni wodnych zbiornikowo-przepływowych, zbiornikowych z członem pompowym oraz zbiornikowo-przepływowych z członem pompowym; 7. 2,07% dla elektrowni słonecznych; 8. 96,11% dla magazynów energii elektrycznej w postaci akumulatorów, kinetycznych zasobników energii i superkondensatorów; 9. 87,76% dla pozostałych rodzajów technologii.

Wyniki aukcji Operator w terminie 3 dni roboczych od zakończenia aukcji mocy, zamieszcza w rejestrze oraz podaje do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji zawierające: - wykaz jednostek rynku mocy, w odniesieniu do których zwarto umowy mocowe, wraz ze wskazaniem dostawców mocy - Informacje o wielkości obowiązków mocowych wynikających z zawartych umów oraz okres obowiązywania tych umów, - cenę zamknięcia aukcji mocy. Operator przekazuje informację o przebiegu aukcji mocy ME i PURE w terminie 7 dni kalendarzowych od dnia zakończenia aukcji mocy. Prezes URE ogłasza ostateczne wyniki aukcji mocy, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21 dniu od dnia zakończenia aukcji mocy

Aukcja mocy wyniki Unieważnienie aukcji mocy w ciągu 14 dni od dnia zakończenia aukcji mocy w przypadku gdy - aukcja została przeprowadzona z naruszeniem przepisów ustawy lub warunków aukcji - uczestnik dopuścił się zachowania niezgodnego z przepisami prawa lub regulaminem rynku mocy jeżeli miało to istotny wpływ na wynik aukcji Prezes URE (wyłącznie) ME lub Prezes URE w pozostałych przypadkach ME (wyłącznie) - gdy wykonanie umów mocowych zawartych w wyniku aukcji będzie stanowiło zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw energii - w terminie 21 dni od dnia zakończenia aukcji rynku mocy (art. 39 ust. 2),

Aukcja mocy 2018 wyniki I aukcja 15 listopada 2018 r. 20.11.2018 publikacja wstępnych wyników 22.11.2018 przekazanie info o przebiegu aukcji 7.12.2018 zatwierdzenie wyników aukcji mocy II aukcja 5 grudnia 2018 r. 10.12.2018 publikacja wstępnych wyników 12.12.2018 przekazanie info o przebiegu aukcji 27.12.2018 zatwierdzenie wyników aukcji mocy III aukcja 21 grudnia 2018 r. 28.12.2018 publikacja wstępnych wyników 28.12.2018 przekazanie info o przebiegu aukcji 14.01.2019 zatwierdzenie wyników aukcji mocy

Ustawa o rynku mocy: certyfikacja do aukcji głównej i aukcji dodatkowej certyfikat warunkowy zabezpieczenia W odniesieniu do nowej jednostki rynku mocy wytwórczej oraz niepotwierdzonej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, operator wydaje certyfikat warunkowy. Certyfikat warunkowy uprawnia dostawcę mocy do udziału w aukcji mocy po ustanowieniu na rzecz operatora zabezpieczenia finansowego, o którym mowa w art. 50. W przypadku gdy dostawca mocy nie ustanowi zabezpieczenia finansowego w terminie określonym w przepisach wydanych na podstawie art. 51, traci uprawnienie do udziału w aukcji mocy z jednostką rynku mocy, której dotyczył certyfikat warunkowy. Przepis nie ma zastosowania w przypadku, gdy zostało ono już ustanowione na potrzeby poprzednich aukcji, a certyfikat dopuszczający do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych wydany dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania pozostaje w mocy. Forma wniesienia zabezpieczenia finansowego rozporządzenie ministra właściwego ds. energii

Ustawa o rynku mocy zabezpieczenia W przypadku udziału w aukcji wstępnej lub wydania certyfikatu warunkowego, o którym mowa w art. 26 ust. 1, odpowiednio uczestnik aukcji wstępnej lub dostawca mocy jest obowiązany do ustanowienia na rzecz Operatora zabezpieczenia finansowego (art. 50 ust. 1) Dostawcę mocy zwalnia się z obowiązku ustanowienia zabezpieczenia finansowego, w przypadku gdy posiada ocenę inwestycyjną (rating), dokonaną przez wyspecjalizowaną instytucję, na minimalnym poziomie określonym w przepisach wydanych na podstawie art. 51. (art. 50 ust. 2) Fitch - minimalny poziom BBB Moody's - minimalny poziom Baa3 Standard & Poor's - minimalny poziom BBB- na podstawie projektu rozporządzenia

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych szczegółowe warunki i sposób wnoszenia zabezpieczenia finansowego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych obejmujące: 1) wysokość zabezpieczenia finansowego odniesioną do wielkości obowiązku mocowego wnoszonego przez dostawcę mocy; 2) wysokość zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez uczestnika aukcji wstępnej; 3) formy, w jakich zabezpieczenie finansowe może być złożone; 4) termin ustanowienia i zwrotu zabezpieczenia finansowego; 5) minimalny poziom ratingu, stanowiący podstawę zwolnienia z obowiązku ustanowienia zabezpieczenia finansowego oraz instytucje uprawnione do jego dokonania.

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych wysokość zabezpieczenia 43 zł/kw oferowany w aukcji Niepotwierdzona jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania 50% - jeśli w skład nie wchodzi jednostka redukcji zapotrzebowania planowa 100 % - stosunek łącznej mocy osiągalnej jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych wchodzących w skład niepotwierdzonej jednostki rynku mocy zapotrzebowania do mocy osiągalnej netto tej jednostki wynosi 0,75 lub więcej stosunek łącznej mocy osiągalnej jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych wchodzących w skład niepotwierdzonej jednostki rynku mocy zapotrzebowania do mocy osiągalnej netto tej jednostki jest niższy niż 0,75 wzór

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych Forma zabezpieczenia: - pieniężna, - gwarancji ubezpieczeniowej lub bankowej, - poręczenia spółki

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych Forma zabezpieczenia: poręczenia spółki 1. z grupy kapitałowej, będącej w stosunku do podmiotu, któremu udzielane jest takie poręczenie, przedsiębiorcą dominującym w rozumieniu przepisów ustawy o ochronie konkurencji i konsumentów 2. posiadającej rating kredytowy w rozumieniu art. 3 pkt 1 lit. a rozporządzenia 1060/2009 w sprawie agencji ratingowych 3. która do umowy poręczenia do łączyła oświadczenie, złożone w formie aktu notarialnego, o poddaniu się egzekucji w trybie z art. 777 1 pkt 5 ustawy z Kodeks postępowania cywilnego

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych Zabezpieczenie: - może być ustanowione w kilku formach jednocześnie, - zmienione, pod warunkiem uprzedniego ustanowienia zabezpieczenia w nowej formie Ustanowienie: nie później niż w terminie 10 dni kalendarzowych przed rozpoczęciem aukcji mocy Okres obowiązywania zabezpieczenia: - wnoszonego przed rozpoczęciem aukcji mocy nie może być krótszy niż 30 dni od dnia zakończenia aukcji - po zakończeniu aukcji nie może być krótszy niż 30 dni od dnia wniesienia tego zabezpieczenia

Rozporządzenie Ministra Energii w sprawie zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych Operator zwraca zabezpieczenie finansowe złożone przez: 1) dostawcę mocy - w terminie 7 dni kalendarzowych od dnia wystąpienia zdarzenia, o którym mowa w art. 54 ustawy; 2) dostawcę mocy, który w stosunku do nowej jednostki rynku mocy wytwórczej zawarł umowę mocową na jeden rok dostaw - w terminie 7 dni kalendarzowych od dnia przedstawienia dokumentów, o których mowa w art. 52 ust. 2 pkt 1 ustawy;

Dziękuję za uwagę