RAPORT Z KONSULTACJI projektu rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy

RAPORT Z KONSULTACJI projektu rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy Warszawa, 30 września 2016 r.

Spis treści A. Wprowadzenie... 4 B. Model rynku mocy... 6 B.1. Ogólne zasady funkcjonowania rynku mocy... 6 B.2. Wykluczające systemy wsparcia i pomoc publiczna... 8 B.3. Rynek bilansujący i rynek usług systemowych... 9 B.4. Rynek energii a rynek mocy... 11 B.5. Notyfikacja do Komisji Europejskiej... 12 B.6. Analizy techniczno-ekonomiczne... 12 C. Definicja produktu na rynku mocy... 13 C.1. Długość Okresu Dostaw... 13 C.2. Dokładność produktu... 13 C.3. Moc źródła a długość Umowy Mocowej... 14 D. Zasady uczestnictwa w procesach ryku mocy, struktura podmiotowa i obiektowa, proces certyfikacji... 15 D.1. Podstawowe zasady struktury podmiotowej i obiektowej rynku mocy... 16 D.2. Struktura obiektowa rodzaje i typy JRM na rynku mocy... 18 D.3. Nowe Jednostki Rynku Mocy... 20 D.4. Zakres dokumentacji przedstawianej podczas certyfikacji... 21 E. Rynek pierwotny... 23 E.1. Ograniczenia w udziale w rynku pierwotnym... 23 E.2. Korekcyjny współczynnik dyspozycyjności... 24 E.3. Parametry aukcji... 24 E.4. Organizacja i przebieg aukcji mocy... 26 E.5. Anulowanie aukcji, zawieszenie aukcji... 27 F. Zawieranie umów mocowych i monitorowanie ich realizacji oraz rynek wtórny... 29 F.1. Organizacja rynku wtórnego... 29 F.2. Forma i treść umów mocowych... 30 F.3. Siła wyższa a wykonywanie Obowiązku Mocowego... 31 F.4. Rozstrzyganie sporów... 31 F.5. Zawieranie i monitorowanie realizacji umów z Nowymi i Modernizowanymi JRM W... 31 F.6. Umowy Mocowe wieloletnie... 32 G. Rozliczenia na rynku mocy... 34 G.1. Okres zagrożenia... 35 G.2. Uzasadnione korekty... 36 G.3. Wykonanie Skorygowane Obowiązku Mocowego... 37 G.4. Wyznaczenie wolumenu redukcji mocy CJRM DSR... 37 G.5. Podstawowe zasady rozliczeń na rynku mocy... 38 G.6. Testy i demonstracja zdolności wykonania Obowiązku Mocowego... 40 G.7. Podmiot realizujący funkcję Zarządcy Rozliczeń Rynku Mocy... 41 Strona 2 z 44

H. Finansowanie rynku mocy... 42 H.1. Opłata mocowa... 42 H.2. Rozliczenia pomiędzy ZRRM a OSP i OSD... 43 H.3. Odbiorcy energochłonni... 43 I. Załączniki... 44 Załącznik nr 1: Wykaz uwag zgłoszonych do Projektu rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy z dnia 4 lipca 2016 r.... 44 Załącznik nr 2: Rozwiązania Funkcjonalne Rynku Mocy z dnia 30 września 2016 r.... 44 Załącznik nr 3: Poglądowa Krzywa Zapotrzebowania na Moc w przypadku wprowadzenia koszyków dla JRM Nowych lub Modernizowanych... 44 Strona 3 z 44

A. Wprowadzenie W dniu 4 lipca 2016 r. w Ministerstwie Energii odbyła się konferencja, na której został zaprezentowany projekt rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy, zwany dalej również Koncepcją Rynku Mocy. W dniu konferencji na stronie internetowej Ministerstwa Energii zostały zamieszczone: projekt rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy, formularz do zgłaszania uwag oraz adres skrzynki elektronicznej, pod który należało przekazywać uwagi. Konsultacje Koncepcji Rynku Mocy trwały do 18 lipca 2016 r. Niniejszy dokument stanowi raport z przeprowadzonych konsultacji. W ramach konsultacji Koncepcji Rynku Mocy zgłoszono około 500 uwag ogólnych i szczegółowych. Zgłoszone uwagi stanowią załącznik nr 1 do niniejszego raportu. W trakcie konsultacji Ministerstwo Energii zorganizowało spotkania z organizacjami branżowymi z obszaru rynku energii elektrycznej, podczas których przedstawiciele uczestników rynku energii mogli zadać dodatkowe pytania oraz uzyskać stosowne informacje i wyjaśnienia na temat proponowanych rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy, w szczególności w zakresie roli podmiotów z tych organizacji w procesach rynku mocy. Spotkania te odbyły się z następującymi organizacjami: Stowarzyszeniem Energii Odnawialnej i Polskim Stowarzyszeniem Energetyki Wiatrowej; Towarzystwem Gospodarczym Polskie Elektrownie (przy udziale przedstawiciela Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej); Polskim Towarzystwem Elektrociepłowni Zawodowych i Izbą Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie; Polskim Towarzystwem Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej. Towarzystwem Obrotu Energią; Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu. W wyniku analizy uwag zgłoszonych do Koncepcji Rynku Mocy, zespół projektowy składający się z pracowników Ministerstwa Energii oraz PSE S.A., w uzasadnionych przypadkach wprowadził zmiany do Koncepcji Rynku Mocy przedłożonej do konsultacji. Należy zaznaczyć, iż uwzględniając lub odrzucając propozycje zmian przedstawione w zgłoszonych uwagach, poza równoważeniem interesu przedsiębiorstw energetycznych z interesem odbiorców energii elektrycznej, kierowano się przede wszystkim celem podstawowym wprowadzenia rynku mocy, tj. zapewnieniem bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Ponadto dążono do zachowania neutralności technologicznej proponowanych rozwiązań, w tym konkurencji pomiędzy wytwórcami i DSR oraz do minimalizacji kosztów dla gospodarki. W rozdziałach A-H niniejszego raportu przedstawione zostało podsumowanie kluczowych uwag zgłoszonych do rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy oraz szczegółowe odniesienie się Strona 4 z 44

w podrozdziałach do najważniejszych zagadnień poruszanych w uwagach. Wśród zagadnień, które są szczegółowo opisane w raporcie, znajdują się przekazane w uwagach propozycje zmian do Koncepcji Rynku Mocy, które w całości lub w części zostały uwzględnione, jak również propozycje zmian, które zostały odrzucone, a zawarty w raporcie opis ma charakter wyjaśnienia/uszczegółowienia rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy przedłożonych do konsultacji. Rozwiązania funkcjonalne rynku mocy uwzględniające zmiany wprowadzone w wyniku procesu konsultacji stanowią załącznik nr 2 do niniejszego raportu. Strona 5 z 44

B. Model rynku mocy Zgłoszone uwagi do podstawowych założeń modelu rynku mocy przedstawionych w Koncepcji Rynku Mocy dotyczyły głównie kwestii związanych z wykluczeniem z rynku mocy jednostek wytwórczych korzystających z operacyjnych systemów wsparcia, w szczególności jednostek współspalających biomasę, które otrzymują świadectwa pochodzenia, tzw. zielone certyfikaty lub będą uczestniczyły w aukcjach OZE. Podobny problem został zgłoszony w odniesieniu do jednostek kogeneracji, które również otrzymują świadectwa pochodzenia, tzw. czerwone, żółte i fioletowe certyfikaty, lecz w przypadku tych źródeł wytwórczych zwrócono również uwagę na wygasający system wsparcia w postaci certyfikatów, z końcem 2018 r. Porównywalnie często adresowanym zagadnieniem w procesie konsultacji był przyszły model regulacyjnych usług systemowych oraz rynku bilansującego. Potencjalni uczestnicy rynku mocy postulują, aby przed rozpoczęciem certyfikacji na potrzeby rynku mocy znane były zasady rynku usług systemowych, które będą funkcjonowały w pierwszym Okresie Dostaw. Ponadto, w zgłoszonych uwagach rozważano, czy uzasadnione jest utrzymanie po wprowadzeniu rynku mocy, począwszy od pierwszego Okresu Dostaw, Interwencyjnej Rezerwy Zimnej (IRZ) oraz Operacyjnej Rezerwy Mocy (ORM). W odniesieniu do udziału w rynku mocy jednostek nowych, zgłoszono postulat o zmianę terminu aukcji głównej. Zwrócono uwagę, że zaproponowany termin aukcji głównej w IV kwartale na cztery lata przed fizyczną dostawą oznacza, że pomiędzy ogłoszeniem wyników aukcji a Rokiem Dostaw są de facto trzy lata. Podmioty zgłaszające tę uwagę uważają ponadto, że jest to faworyzowanie technologii o stosunkowo krótkim czasie budowy mocy wytwórczych, tj. których fizyczne wybudowanie jest możliwe pomiędzy aukcją główną a Rokiem Dostaw. Potencjalni inwestorzy sygnalizowali również, że w obecnie zaproponowanym kształcie aukcji mocy, nowe źródła będą w mniej korzystniej sytuacji w stosunku do jednostek istniejących, dlatego wyrażono obawy, że zdecydowana większość środków z rynku mocy popłynie do właścicieli istniejącego majątku wytwórczego. Ponadto w ramach zgłoszonych uwag ogólnych wskazano na konieczność zdefiniowania ram czasowych rynku mocy, potrzebę dokonania notyfikacji rynku mocy do Komisji Europejskiej oraz wnioskowano o przedstawienie analiz techniczno-ekonomicznych, które uzasadnią konieczność wprowadzenia rynku mocy w Polsce i wpływu tego mechanizmu na ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym oraz na ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych. Dodatkowo zadawano pytania dotyczące relacji pomiędzy rynkiem mocy i rynkiem energii. B.1. Ogólne zasady funkcjonowania rynku mocy (1) W skierowanej do konsultacji Koncepcji Rynku Mocy nie zawarto informacji o ramach czasowych funkcjonowania rynku mocy. Biorąc pod uwagę obecny kształt rynku energii elektrycznej oraz rozwój odnawialnych źródeł energii, rynek mocy jest naturalnym dopełnieniem rynku energii elektrycznej. Niemniej jednak, aby ograniczyć ryzyko inwestycyjne oraz regulacyjne, do Koncepcji Rynku Mocy dodano zapis, że aukcje Strona 6 z 44

główne będą przeprowadzane przez co najmniej 10 lat, lecz najpóźniej na dwa lata przed ostatnią planowaną aukcją główną Minister Energii, na podstawie analiz bilansowych oraz prognoz rozwoju rynku energii elektrycznej, zdecyduje czy wymagana jest dalsza kontynuacja funkcjonowania rynku mocy i ewentualnie w jakiej postaci. Należy przy tym podkreślić, że Obowiązki Mocowe, również terminowe, zawarte w wyniku ostatniej aukcji, będą obowiązywały w całym swoim okresie. (2) Istotna część uwag dotyczyła sygnałów ekonomicznych, jakie rynek mocy będzie generował dla jednostek nowych, modernizowanych oraz istniejących. Kwestia ta była także przedmiotem wcześniejszych rozważań podczas opracowywania Koncepcji Rynku Mocy i została poddana ponownej analizie w związku ze zgłoszonymi uwagami. Na podstawie dodatkowych analiz techniczno-ekonomicznych oraz symulacji efektów rynku mocy dla poszczególnych rodzajów źródeł wytwórczych, zdecydowano się skorygować Koncepcję Rynku Mocy w tym zakresie. Dodano możliwość (opcjonalność) wprowadzania w poszczególnych aukcjach głównych koszyków dla CJRM Nowych lub Modernizowanych. W ramach koszyków dla CJRM Nowych lub Modernizowanych zdefiniowane zostaną wymagane wolumeny mocy, które powinny być zakupione podczas aukcji. Zakup dokonywany będzie podczas jednej aukcji głównej, nie będą prowadzone oddzielne aukcje dla poszczególnych koszyków. Zasady prowadzenia aukcji i algorytmy wyznaczania cen będą uwzględniały możliwość stosowania koszyków. W efekcie aukcja może zakończyć się odrębnym cenami w poszczególnych koszykach. W celu ograniczenia możliwości potencjalnego wykorzystania siły rynkowej zostaną wprowadzone ceny maksymalne w poszczególnych koszykach. Krzywa Zapotrzebowania na Moc oraz jej parametry w przypadku wprowadzenia koszyków zostały zobrazowane na rysunku w załączniku nr 3. (3) Przy zaproponowanych w projekcie zapisach dotyczących terminu aukcji głównej (IV kwartał roku n-4) pozostają de facto trzy lata na wybudowanie nowych mocy, które wygrały aukcję. Niemniej jednak w aukcji mogą brać udział podmioty, których fizyczna budowa rozpoczęła się przed aukcją główną. Przyjmując takie wyprzedzenie, zespół projektowy kierował się wynikami analiz bilansowych, które wskazują możliwość wystąpienia niedoboru wymaganej nadwyżki mocy już w 2021 r. oraz terminami wynikającymi z dyrektywy IED 1. Mając na uwadze, że istnieją technologie o znacznie dłuższym okresie budowy, wprowadzono zmianę roku aukcji głównej z n-4 na n-5. Należy natomiast podkreślić, że wydłużenie okresu pomiędzy aukcją główną a Rokiem Dostaw, będzie przyspieszało termin, w którym Nowe JRM będą musiały przedstawiać stosowane zabezpieczenia finansowe, oraz termin, w którym Nowe JRM będą zobowiązane do wykazania osiągnięcia finansowych kamieni milowych. 1 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z 24 listopada 2010 w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola), Dz. Urz. UE z 17.12.2010, L 334/17. Strona 7 z 44

B.2. Wykluczające systemy wsparcia i pomoc publiczna (1) W pierwotnych założeniach, z rynku mocy wykluczeniu podlegały źródła mocy korzystające z operacyjnych systemów wsparcia, tj. OZE i wysokosprawnej kogeneracji. Wytwórcy wówczas mieliby możliwość wyboru pomiędzy udziałem w rynku mocy i korzystaniem z operacyjnych systemów wsparcia. Po analizie zgłoszonych uwag, zespół projektowy doszedł do wniosku, że pozostawienie takiego wykluczenia, spowoduje niepożądane skutki dla funkcjonowania rynku mocy lub utrudni spełnienie krajowych celów OZE i redukcji emisji CO 2. Przykładowo, w sytuacji, gdy elektrownie współspalające biomasę zdecydowałaby się na korzystanie z operacyjnego systemu wsparcia w postaci zielonych certyfikatów lub aukcji OZE, wówczas nie mogłyby brać udziału w aukcji moc, pomimo tego, że tylko niewielka część mocy korzystałaby z wsparcia operacyjnego OZE. Z drugiej strony, jeżeli wytwórcy zdecydowaliby się na odejście od współspalania na rzecz udziału w rynku mocy, mogłoby to doprowadzić do zmniejszenia udziału odnawialnych źródeł energii w krajowym bilansie energii. Podobna sytuacja dotyczy jednostek kogeneracji, które również otrzymują operacyjne wsparcie, lecz wyłącznie część mocy jest wykorzystywana do produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji (PES 10%). Dodatkowo dopuszczenie do rynku mocy jednostek kogeneracji, które w okresie letnim wykorzystują zazwyczaj niewielką część mocy do produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji, może stymulować do modernizacji lub inwestycji w technologie, które pozwolą, pomimo niewielkiego zapotrzebowania na ciepło w okresie letnim, na dostępność większych wolumenów mocy na potrzeby KSE niż dotychczas np. poprzez budowę akumulatorów ciepła lub wzrost możliwości pracy kondensacyjnej. Z uwagi na powyższe, w Koncepcji Rynku Mocy wprowadzono możliwość dla CJRM współspalających, produkujących energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji lub wykorzystujących układy hybrydowe w rozumieniu ustawy o odnawialnych źródłach energii, korzystania z operacyjnych systemów wsparcia OZE i wysokosprawnej kogeneracji oraz uczestniczenia w rynku mocy. Niemniej jednak, aby nie dopuścić do kumulacji przychodów z operacyjnych systemów wsparcia oraz rynku mocy, wprowadzony zostanie mechanizm wyznaczania wolumenu mocy ex post, który nie będzie uprawiony do uzyskiwania wynagrodzenia na rynku mocy. Dostawcy Mocy będą mogli oferować na aukcji mocy wolumen, wynikający z iloczynu mocy osiągalnej CJRM oraz korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności lub mniejszy (informacje o zmienionych zasadach oferowania wolumenu zostały zawarte w dalszej części dokumentu). W przypadku, gdy Dostawcy Mocy wygrają aukcję mocy, będą zobowiązani, w Okresach Zagrożenia, do dostarczania wolumenu mocy dyspozycyjnej, wynikającego z całej złożonej oferty mocy (ich Obowiązek Mocowy nie będzie korygowany o moc objętą systemem wsparcia). Dostawcy Mocy będą zobligowani do przedstawienia informacji o wolumenie energii wyprodukowanej w OZE lub wysokosprawnej kogeneracji na, za który nie będzie przysługiwało wynagrodzenie za moc (proporcjonalnie do stosunku wytworzonej energii objętej operacyjnymi Strona 8 z 44

systemami wsparcia do energii wynikającej z Obowiązku Mocowego). Koncepcja Rynku Mocy została zmieniona w tym zakresie i będzie rozwijana w toku dalszych prac. (2) Na etapie dalszych prac nad przepisami rynku mocy zostanie sporządzona lista mechanizmów mocowych oraz systemów wsparcia wykluczających możliwość udziału w rynku mocy. Odnośnie uwag związanych z przychodami wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długookresowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (KDT) informujemy, że nie będą uprawnione do wzięcia udziału w aukcji głównej i aukcji dodatkowej wyłącznie te jednostki rynku mocy, które będą otrzymywały przychody z KDT podczas Okresu Dostaw, na który przeprowadzone będą aukcje. (3) Z uwagi na powstałe wątpliwości należy wyjaśnić, że wykluczeniu z rynku mocy będą podlegały Jednostki Fizyczne, które będą korzystały z innych mechanizmów mocowych oraz systemów wsparcia (poza przypadkiem opisanym w punkcie (1) powyżej) jedynie w Okresie Dostaw, którego dotyczy aukcja. (4) Zrozumiałym jest, że aby jednostki kogeneracji mogły faktycznie uczestniczyć w rynku mocy, musi być znany przed pierwszą aukcją główną, kształt systemu wsparcia po roku 2018. Dodatkowo może powstać luka pomiędzy pierwszym Rokiem Dostaw a końcem obowiązywania systemu wsparcia kogeneracji. Kwestie te będą musiały być wzięte pod uwagę na etapie prac nad nowym systemem wsparcia kogeneracji, a nie nad rynkiem mocy. Zasady rynku mocy przedstawione w Koncepcji Rynku Mocy umożliwiają udział jednostek kogeneracji w procesach rynku mocy. B.3. Rynek bilansujący i rynek usług systemowych (1) Rynek bilansujący zapewnia zbilansowanie zapotrzebowania na energię elektryczną z jej wytwarzaniem, przy jednoczesnym spełnieniu kryteriów bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Rynek usług systemowych pozwala na zapewnienie krótkoterminowej nadwyżki mocy o określonych parametrach technicznych, utrzymywanej w celu bilansowania systemu elektroenergetycznego. Z kolei rynek mocy ma na celu zapewnienie wymaganej ilości mocy dyspozycyjnej w systemie. Wprowadzenie rynku mocy nie oznacza zatem rezygnacji z rynku usług systemowych, czy też wprowadzania jakichkolwiek ograniczeń zaburzających poprawne funkcjonowanie poszczególnych segmentów rynku energii, w tym rynku bilansującego. Zakres kontraktowanych usług systemowych oraz sposób ich wyceny będzie jednak odpowiednio dostosowany po wprowadzeniu rynku mocy. (2) W zgłoszonych uwagach uczestnicy rynku wskazali, że dla możliwości poprawnego udziału w procesach rynku mocy istotne jest, aby planowany kształt rynku usług systemowych i planowane zasady bilansowania techniczno-handlowego w pierwszym Roku Dostaw, były znane przed pierwszą aukcją główną. Obecnie nie jest możliwe podanie szczegółowych informacji w tym zakresie, niemniej jednak, równolegle do prac nad rynkiem mocy, są prowadzone prace nad reformą mechanizmu bilansowania KSE: Strona 9 z 44

W zakresie regulacyjnych usług systemowych Kierunkiem zmian jest zastosowanie rynkowych mechanizmów pozyskiwania rezerw mocy o wymaganych parametrach (usług systemowych), stwarzających sygnały cenowe do rozwoju źródeł niezbędnych do efektywnego bilansowania systemu oraz zakładających jednocześnie wzrost cen rezerw mocy w sytuacji ich deficytu. W zakresie mechanizmu kształtowania cen energii bilansującej Kierunkiem zmian jest zastosowanie mechanizmu kształtowania cen opartego na ofertach faktycznie wykorzystanych do wytwarzania energii elektrycznej, a jednocześnie odzwierciedlającego różną wartość energii w poszczególnych lokalizacjach systemu z powodu ograniczeń w zakresie dostępnych zasobów sieciowych. Zastosowanie takiego podejścia stworzy odpowiednie zachęty cenowe dla uczestników rynku do przeciwdziałania krótkoterminowym trudnościom bilansowym w systemie. Ceny energii powinny poprawnie określać wartość energii także w sytuacji wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej (tzw. stopni zasilania). W zakresie zwiększenia udziału odbiorców w rynku bilansującym Kierunkiem zmian jest rozszerzenie zakresu udziału odbiorców poprzez umożliwienie im oferowania zarówno dostaw energii, jak i usług systemowych. W ramach oferowania swoich usług odbiorcy powinni mieć możliwość określenia szczegółowych parametrów redukcji, takich jak czas uruchomienia redukcji, maksymalny i minimalny okres oraz poziom redukcji, przerwy między kolejnymi redukcjami, itp. Takie rozwiązanie zapewni warunki do maksymalizacji dostępnego wolumenu redukcji obciążenia odbiorców oraz jej efektywne wykorzystywanie przez OSP dla potrzeb bilansowania systemu. Wskazany powyżej zakres prac jest realizowany w ramach szerszego projektu OSP, mającego na celu wdrożenie zaawansowanych narzędzi zarządzania pracą krajowego systemu elektroenergetycznego w warunkach rynkowych, pozwalających na optymalizację jego funkcjonowania z wykorzystaniem dokładnych modeli technicznych i kosztowych oraz technik uwzględniania niepewności wprowadzanych przez źródła niestabilne. Projekt jest złożonym przedsięwzięciem, wymagającym skoordynowania z pracami nad rynkiem europejskim, a w szczególności z pracami nad wdrożeniem europejskiego rynku bilansującego, w tym uwzględnienie Wytycznych dla Bilansowania w rozwiązaniach krajowych. Doraźne modyfikacje mające na celu poprawę funkcjonowania rynku energii elektrycznej, które mogą być wdrażane równolegle do prac w projekcie, będą sukcesywnie opracowywane, konsultowane i wdrażane po ich zatwierdzeniu przez Prezesa URE. W okresie przejściowym, czyli do czasu pierwszego Roku Dostaw, jest konieczne stosowanie mechanizmów doraźnych ukierunkowanych na zapewnienie Strona 10 z 44

bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych. Takimi mechanizmami aktualnie są: operacyjna rezerwa mocy (ORM) oraz interwencyjna rezerwa zimna (IRZ), która stanowi tzw. rezerwę strategiczną. W przypadku IRZ i ORM, co do zasady nie ma potrzeby kontynuowania tych mechanizmów w obecnej formule, począwszy od pierwszego Roku Dostaw. Zakres oraz model stosowanych usług systemowych będzie wynikał z aktualnych potrzeb systemowych i aktualnych w danym momencie regulacji, w tym będzie uwzględniał regulacje europejskie. B.4. Rynek energii a rynek mocy (1) Rynek mocy, a w szczególności Umowa Mocowa, nie wprowadzają ograniczeń w zakresie sprzedaży energii elektrycznej na rynku energii ze źródeł objętych Umową Mocową. Umowa Mocowa określa obowiązki w zakresie gotowości do dostawy mocy, dostawy w Okresach Zagrożenia, jak również zasady rozliczeń za moc. Umowa Mocowa nie reguluje zasad rozliczeń za energię dostarczoną do systemu jako realizacja Obowiązku Mocowego rozliczenia energii i ewentualnie kosztów uruchomień powinny być dokonywane na ogólnych zasadach rynku energii / rynku bilansującego. (2) Unormowanie zasad rozliczeń za energię dostarczoną do systemu w wyniku zwiększenia generacji lub redukcji poboru mocy w Okresie Zagrożenia jest przedmiotem relacji umownych pomiędzy danym podmiotem, sprzedawcą energii i podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe. (3) Wskaźniki SAIDI / SAIFI, tj. wskaźniki przeciętnego systemowego czasu trwania przerw długich / częstości przerw długich, odnoszą się do przerw w dostawach energii elektrycznej do odbiorców na skutek zdarzeń sieciowych, a nie bilansowych. Tym samym rynek mocy nie ma wpływu na wartość tych wskaźników. Okres Zagrożenia odnosi się do bilansu mocy w systemie, a nie do zdarzeń sieciowych. (4) Nie wprowadza się ograniczeń w zakresie eksportu energii z CJRM posiadających Obowiązek Mocowy. Nie wprowadza się również żadnych dodatkowych opłat eksportowych dla tych CJRM. Celem rynku mocy jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych i przy wyznaczaniu parametrów krzywej zapotrzebowania na moc, uwzględniany jest wpływ wymiany międzysystemowej na wielkość tego parametru. Należy również zaznaczyć, że Rozporządzenie Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiające wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (Guideline on Capacity Allocation and Congestion Management CACM), przewiduje możliwość uwzględnienia ograniczeń alokacyjnych (ang. allocation constraints) w procesie alokacji zdolności przesyłowych, mających na celu zapewnienie bezpieczeństwa pracy systemu. Tym samym nie występuje ryzyko, że eksport energii może doprowadzić do zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w kraju. Odnosząc się do ewentualnego wpływu rynku mocy na europejski rynek spot energii elektrycznej, jest on pomijalny, gdyż Strona 11 z 44

ceny na rynku spot powinny co do zasady zmierzać do krańcowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej. Tymczasem aktualne doświadczenia wskazują, że ze względu na zakłócenia różnymi systemami wsparcia dla wybranych technologii, ceny na rynkach sąsiednich są znacznie niższe w niektórych godzinach, pomimo stosunkowo wysokich cen energii dla odbiorców końcowych. Rynek mocy łagodzi wpływ takich zakłóceń na rynku energii elektrycznej wprowadzonych systemami wsparcia dla wybranych technologii wytwarzania. B.5. Notyfikacja do Komisji Europejskiej Ministerstwo Energii stoi na stanowisku, że wprowadzenie rynku mocy, rozumiane jako przejście od jednotowarowego rynku energii elektrycznej do rynku dwutowarowego, powinno być kwalifikowane jako zmiana, która nie pociąga za sobą nierynkowej korzyści w rozumieniu art. 107 ust. 1 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, a tym samym nie wiąże się z udzielaniem pomocy publicznej. Taka zmiana stanowi bowiem logiczną i spójną modyfikację architektury rynku energii, uzasadnioną obecnym etapem jego rozwoju. Biorąc jednak pod uwagę fakt, że w decyzji z dnia 23 lipca 2014 r. w sprawie SA.35980 Zjednoczone Królestwo Reforma rynku energii Rynek mocy Komisja Europejska uznała, że płatności za dostępność mocy są subsydiami stanowiącymi pomoc publiczną dla wytwórców, projekt rynku mocy zostanie notyfikowany Komisji zgodnie z art. 108 ust. 3 TFUE w celu uzyskania pewności prawnej. B.6. Analizy techniczno-ekonomiczne (1) W ramach prac nad Koncepcją Rynku Mocy zostały dokonane analizy bilansowe i techniczno-ekonomiczne, które miały za zadanie wskazanie najkorzystniejszej dla Polski ścieżki zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców w perspektywie średnio i długoterminowej. W analizie porównany został rynek jednotowarowy z rynkiem dwutowarowym. Z otrzymanych rezultatów wynika jednoznacznie, że równolegle funkcjonujący rynek energii i rynek mocy jest wariantem najbardziej optymalnym dla Polski z punktu widzenia bezpieczeństwa dostaw oraz efektywności ekonomicznej. W analizie porównano koszty funkcjonowania samego rynku energii z łącznymi kosztami funkcjonowania rynku energii i rynku mocy i wynik tego porównania jest korzystny dla rynku dwutowarowego (energii i mocy). Ponadto wyniki analiz wskazują, że bez wprowadzenia rynku mocy będą występowały cykliczne bardzo duże skoki cen energii elektrycznej na rynku energii, bez gwarancji zapewnienia ciągłości dostaw energii do odbiorców. Stosowne oszacowanie wpływu wdrożenia rynku mocy zostanie przedstawione w Ocenie Skutków Regulacji do ustawy o rynku mocy. Strona 12 z 44

C. Definicja produktu na rynku mocy Zgłoszone uwagi dotyczyły przede wszystkim długości Okresu Dostaw oraz dokładności produktu na rynku mocy (dokładności pomiaru mocy na potrzeby określania Obowiązku Mocowego, procesów handlowych oraz rozliczeń). W przypadku Okresu Dostaw sugerowane było skrócenie tego okresu do miesiąca na aukcji dodatkowej, co zdaniem zgłaszających mogłoby pozwolić DSR oraz elektrociepłowniom na efektywniejszy udział w rynku mocy. W przypadku dokładności produktu na rynku mocy wskazano, że na rynku hurtowym nie ma potrzeby dokonywania obrotu mocą z dokładnością aż do 0,001 MW. Ponadto, w ramach zgłoszonych uwag wskazano, że w przypadku wieloletnich Umów Mocowych, może pojawić się potencjalny problem z realizacją Obowiązku Mocowego, ze względu na spadek mocy osiągalnej wraz z upływem czasu eksploatacji urządzeń wytwórczych. C.1. Długość Okresu Dostaw (1) W pierwotnych założeniach do Koncepcji Rynku Mocy, Okres Dostaw na aukcji głównej oraz dodatkowej miał być taki sam, tj. równy rokowi kalendarzowemu. Skrócenie Okresu Dostaw do kwartału na aukcji dodatkowej ma na celu uwzględnienie sezonowości w dostępności mocy niektórych źródeł, szczególnie takich jak kogeneracja, OZE oraz DSR. Nie znajdujemy uzasadnienia dla dalszego skracania Okresu Dostaw w ramach aukcji dodatkowej. Im krótszy Okres Dostaw tym większe ryzyko, że podmiot którego funkcjonowanie jest zależne od przychodów z rynku mocy i który jednocześnie jest zakontraktowany na rynku mocy wyłącznie na krótki czas, nie będzie dostępny w zakontraktowanym Okresie Dostaw, gdyż zabraknie mu środków na pokrycie swoich kosztów w całym roku kalendarzowym. C.2. Dokładność produktu (1) Dokładność produktu na rynku mocy przyjęta w Koncepcji Rynku Mocy jest równa 0,001 MW i jest taka sama dla rynku pierwotnego oraz rynku wtórnego. Aby umożliwić sprzedaż w ramach rynku wtórnego całego Obowiązku Mocowego CJRM jest konieczne zachowanie na obu rynkach takiej samej dokładności mocy. W opinii zespołu projektowego, zmniejszenie dokładności do 1 MW na obu rynkach byłoby niekorzystne dla CJRM o małej mocy osiągalnej oraz wymuszałoby stosowanie istotnych zaokrągleń Obowiązku Mocowego po zastosowaniu korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności. Ponadto, zaproponowana dokładność mocy jest spójna z dokładnością, z jaką dokonywane są pomiary energii elektrycznej i są prowadzone rozliczenia energii elektrycznej na rynku bilansującym, a tym samym z jaką sprawdzana będzie realizacja wykonania Skorygowanego Obowiązku Mocowego w Okresach Zagrożenia. Tym samym nie wprowadza się zmian do Koncepcji Rynku Mocy w zakresie dokładności, z jaką wyrażany jest produkt na rynku mocy. Strona 13 z 44

C.3. Moc źródła a długość Umowy Mocowej (1) Terminowe Umowy Mocowe, zawierane w wyniku aukcji głównej przez Nowe i Modernizowane CJRM, dotyczą stałego w czasie Obowiązku Mocowego CJRM, który maksymalnie może być równy iloczynowi mocy osiągalnej netto CJRM oraz korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności - KWD. Nie przewiduje się korygowania Obowiązku Mocowego CJRM w związku ze zmianami mocy dyspozycyjnej CJRM w okresie trwania Umowy Mocowej. Ewentualne zmiany mocy dyspozycyjnej powinny zawierać się w korekcyjnym współczynniku dyspozycyjności lub mogą być zarządzane przez Dostawcę Mocy poprzez: (i) zaoferowanie na aukcji mocy wielkości mocy niższej niż wskazana powyżej wielkość maksymalna lub (ii) dokonanie korekty Obowiązku Mocowego w ramach rynku wtórnego. W Koncepcji Rynku Mocy wprowadzono możliwość oferowania niższej wartości mocy na aukcji niż wynikająca z iloczynu mocy osiągalnej oraz KWD szczegóły w tym zakresie zostały przedstawione w rozdziale E niniejszego raportu. Strona 14 z 44

D. Zasady uczestnictwa w procesach ryku mocy, struktura podmiotowa i obiektowa, proces certyfikacji Zgłoszone uwagi dotyczyły przede wszystkim zagadnień ogólnych wynikających z indywidualnej interpretacji zasad przedstawionych w projekcie rozwiązań funkcjonalnych rynku mocy. Zwrócono uwagę na strukturę obiektową rynku mocy, tj. definicje Jednostki Fizycznej oraz Jednostki Rynku Mocy (JRM), wskazując iż muszą być one adekwatne do rodzajów aktywów, które zdaniem zgłaszających uwagi mogą dostarczać moc do systemu elektroenergetycznego. W uwagach wyrażano obawę, czy poszczególne rodzaje aktywów/ układy technologiczne nie zostaną wykluczone z rynku mocy w wyniku definicji zaproponowanych w Koncepcji Rynku Mocy. Wskazywano na możliwości zmiany przyjętych progów mocy osiągalnej, tj. mocy minimalnej JRM oraz progów mocy maksymalnej zagregowanych JRM (pojedynczej jednostki wchodzącej w skład JRM oraz całej zagregowanej JRM). Wyrażano obawę, że zaproponowane progi agregacji mogą ograniczać udział DSR w rynku mocy. Zwrócono uwagę na podział JRM na rodzaje i typy oraz związane z tym konsekwencje biznesowe dla poszczególnych podmiotów lub rodzajów technologii. Uwagi dotyczyły funkcjonowania cenotwórcy oraz wyznaczania ceny maksymalnej dla cenotwórcy, zasad i możliwości kwalifikacji JRM jako nowe oraz modernizowane. Część uwag dotyczyła definicji jednostek nowych oraz modernizowanych oraz zasad wyznaczania i uznawania nakładów inwestycyjnych, które kwalifikują JRM jako nowe albo modernizowane. W przypadku jednostek nowych, zwrócono uwagę na poziom ryzyka inwestorów oraz zakres dodatkowych czynności, które musiałyby być przez nich wykonywane w związku z uczestnictwem w procesach rynku mocy. Część uwag dotyczyła zasadności obowiązku przedkładania zabezpieczeń lub formy tych zabezpieczeń. W zakresie certyfikacji zwrócono uwagę na duży zakres danych i informacji, jakie JRM będzie musiała dostarczać do OSP. Wskazano, że cześć tych danych może być zawarta w prowadzonych już statystykach. Wskazano na ogólny charakter opisu informacji wymaganych podczas certyfikacji oraz na potrzebę sprecyzowania oraz wzięcia pod uwagę zasad i harmonogramów realizacji procesów inwestycyjnych, tj. faktu, że część danych nie będzie znana lub potwierdzona na etapie certyfikacji. Ponadto wyrażono obawę co do zasadności przekazywania informacji na temat wrażliwych, zdaniem zgłaszających uwagi, danych kosztowych oraz terminów na uzupełnianie dodatkowych informacji. Strona 15 z 44

D.1. Podstawowe zasady struktury podmiotowej i obiektowej rynku mocy (1) Zaproponowana struktura obiektowa rynku mocy, zgodnie z zasadą neutralności technologicznej, umożliwia uczestnictwo w rynku mocy wszystkim układom technologicznym będącym w stanie dostarczać moc w Okresach Zagrożenia do systemu elektroenergetycznego. Ze względu na złożoność możliwych do wystąpienia w systemie elektroenergetycznym przypadków układów technologicznych i przyłączeniowych, nie zostały one szczegółowo opisane w Koncepcji Rynku Mocy, ale co do zasady mogą one uczestniczyć w rynku mocy. (2) Po analizie uwag zgłoszonych w ramach procesu konsultacji, do Koncepcji Rynku Mocy wprowadzono definicje: Jednostka Fizyczna Wytwórcza i Jednostka Fizyczna DSR oraz zmodyfikowano definicję Jednostki Fizycznej. Uzupełnienia i zmiany mają na celu doprecyzowanie struktury obiektowej rynku mocy, która będzie wykorzystywana w dalszych pracach nad rynkiem mocy. Wraz z rozwojem szczegółowych regulacji rynku mocy definicje przedstawione w koncepcji będą rozwijane w wyniku analiz konkretnych przypadków / układów technologicznych. (3) Jednostki wytwórcze z układami kolektorowymi, tak jak jednostki wytwórcze z układami blokowymi, mają możliwość uczestniczenia w rynku mocy. Zaproponowana struktura obiektowa, uwzględniająca zmiany wprowadzone do Koncepcji Rynku Mocy, pozwala na definiowanie Jednostek Fizycznych Wytwórczych obejmujących całość lub część układu kolektorowego. Szczegółowe zasady określania Jednostek Fizycznych będą określone w Regulaminie Rynku Mocy, przy czym podstawowym celem jest zapewnienie elastyczności w zakresie wyodrębniania jednostek, w tym jednostek nowych i modernizowanych. Z drugiej strony, w przypadku braku takiej potrzeby biznesowej, cały układ technologiczny powinien być agregowany w jedną Jednostkę Fizyczną. (4) Jednostki DSR są pełnoprawnymi uczestnikami rynku mocy. Jednym z fundamentalnych celów rynku mocy jest wspieranie rozwoju tego segmentu rynku, rozumiane jako: Udział DSR w procesach rynku mocy pierwotnego oraz wtórnego pozwalający na uzyskiwanie wynagrodzenia za gotowość do redukcji poboru mocy w ciągu danego Okresu Dostaw; Udział DSR w procesach certyfikacji skutkujący aktualną informacją o potencjale technicznym i ekonomicznym DSR w systemie elektroenergetycznym. Zaproponowana struktura obiektowa przedstawiona w Koncepcji Rynku Mocy ma charakter ogólny, ale uwzględnia dużą różnorodność techniczną obecnych i potencjalnych Jednostek Fizycznych DSR, w tym fakt występowania licznych jednostek będących autoproducentami. Szczegółowe reguły tworzenia Jednostek Fizycznych DSR zostaną określone w Regulaminie Rynku Mocy, niemniej jednak przy definiowaniu tych reguł uwzględnione zostaną następujące podstawowe zasady tworzenia takich jednostek: Strona 16 z 44

Sposób definiowania Jednostek Fizycznych nie może prowadzić do powstawania sztucznych JRM. Taką sytuacją jest na przykład wydzielenie części zakładu, jako Jednostka Fizyczna DSR lub Jednostka Fizyczna Wytwórcza i realizowanie redukcji lub generacji mocy w tej jednostce przy jednoczesnym wzroście zapotrzebowania w pozostałej części zakładu. Nie następuje wtedy realna redukcja mocy z punktu widzenia systemu elektroenergetycznego. To czy dany układ technologiczny stanowi JRM W, czy JRM DSR, wynika z charakteru jednostki, dla której zostały określone warunki przyłączania. Źródło wytwórcze autoproducenta, które nie jest bezpośrednio przyłączone do systemu elektroenergetycznego, jest częścią Jednostki Fizycznej DSR razem z urządzeniami technicznymi i punktami pomiarowymi stanowiącymi instalację autoproducenta (odbiorczą i wytwórczą). Zgodnie z zasadą neutralności technologicznej rynku mocy, źródło wytwórcze autoproducenta może zostać wyodrębnione jako niezależna Jednostka Fizyczna Wytwórcza pod warunkiem przyłączenia jej do systemu elektroenergetycznego oraz odpowiedniego opomiarowana, tak aby możliwe było dokonywanie pomiaru całości mocy generowanej przez tę jednostkę. Jednostki Fizyczne DSR, aby przystąpić do certyfikacji do aukcji muszą pozytywnie przejść proces certyfikacji ogólnej. JRM DSR nie mają jednak obowiązku przystępowania do certyfikacji ogólnej oraz do certyfikacji do aukcji głównej, jeśli nie zamierzają brać udziału w tej aukcji. Brak udziału w certyfikacji do aukcji głównej nie wyklucza możliwości udziału w aukcji dodatkowej na ten sam Rok Dostaw. Warunkiem udziału w aukcji dodatkowej jest pozytywna certyfikacja do tej aukcji poprzedzona certyfikacją ogólną. Na etapie certyfikacji DSR jest konieczne wskazanie układów technologicznych, w oparciu o które będzie dokonywana redukcja poboru mocy z JRM DSR, w tym wskazanie ewentualnych źródeł wytwórczych wykorzystywanych do osiągnięcia redukcji poboru mocy wraz z podaniem informacji o rodzaju wykorzystywanej energii pierwotnej i technologii wytwarzania energii elektrycznej przez to źródło. Zapisy Koncepcji Rynku Mocy zostały uszczegółowione w tym zakresie. (5) Magazyny energii mogą stanowić odrębne Jednostki Fizyczne Wytwórcze rynku mocy albo być elementem Jednostki Fizycznej Wytwórczej lub Jednostki Fizycznej DSR. (6) Dostawca Mocy jest stroną Umowy Mocowej oraz reprezentuje poszczególne JRM podczas procesów rynku mocy. Dostawca Mocy uczestniczy w procesie certyfikacji, rynku pierwotnym i wtórnym oraz rozliczeniach w zakresie reprezentowanych JRM. Poszczególne JRM same mogą być reprezentującymi siebie Dostawcami Mocy lub mogą powierzyć tę funkcję innemu podmiotowi. Rozliczenie dotyczące wykonania Obowiązku Mocowego przez poszczególne JRM są prowadzone pomiędzy OSP Strona 17 z 44

a Dostawcą Mocy i mogą być przedmiotem dalszych rozliczeń pomiędzy Dostawcą Mocy, a właścicielami urządzeń składających się na JRM danego Dostawcy Mocy. D.2. Struktura obiektowa rodzaje i typy JRM na rynku mocy (1) W wyniku analizy zgłoszonych uwag nie wprowadzono zmian w zakresie rodzajów JRM na rynku mocy. Zaproponowany podział oraz zasady agregacji pozwalają na indywidualne traktowanie zasobów mocy o pożądanej wielkości i granulacji. Realokacja wolumenu oraz obrót wtórny, poprzez które w swobodny i łatwy sposób można wymieniać Obowiązki Mocowe pomiędzy CJRM danego Dostawcy Mocy, pozwalają na zabezpieczenie ryzyka Dostawców Mocy i adresują obawy wyrażane w uwagach, w tym m.in. dotyczące maksymalnego progu mocy dla zagregowanych JRM DSR, braku możliwości agregacji zasobów DSR i małych źródeł wytwórczych lub agregacji jednostek kogeneracyjnych zasilających jeden system ciepłowniczy. (2) Zgodnie z Koncepcją Rynku Mocy, pojedyncza JRM DSR nie posiada górnego ograniczenia mocy osiągalnej. (3) Koncepcja Rynku Mocy nie przewiduje wieloletnich Umów Mocowych dla CJRM DSR. Ewentualne rozszerzenie funkcjonalności rynku mocy w tym zakresie może być zasadne dopiero po zebraniu doświadczeń oraz informacji o potencjale i charakterystyce ekonomicznej tych jednostek, jakie zostaną uzyskane w ramach procesów rynku mocy. (4) Nowe i Modernizowane CJRM to typy jednostek właściwe dla aukcji głównej. W aukcji dodatkowej wszystkie jednostki traktowane są jako Istniejące CJRM. (5) Do Koncepcji Rynku Mocy wprowadzone zostały zapisy dotyczące atrybutów dla Nowych i Modernizowanych JRM, które będą musiały być spełnione, aby podczas certyfikacji do aukcji głównej otrzymać status Nowych albo Modernizowanych CJRM i tym samym zostać zakwalifikowanym do danego koszyka jeśli zostanie wprowadzony dla danej aukcji głównej, oraz mieć możliwość zawierania kontraktów wieloletnich. Atrybuty, oprócz wymaganych dotychczas nakładów inwestycyjnych, będą mogły obejmować także parametry techniczno-ekonomiczne, takie jak sprawność, emisyjność, regulacyjność. Dla Modernizowanych JRM, atrybuty będą mogły obejmować zmiany parametrów techniczno-ekonomicznych w wyniku modernizacji. Atrybuty będą określane w ramach parametrów aukcji do aukcji głównej i będą znane przed rozpoczęciem procesu certyfikacji do aukcji głównej. Atrybuty będą mogły być określone dla grup technologii, takich samych jak w przypadku KWD. Szczegółowe definicje atrybutów zostaną określone w przepisach rynku mocy. Ponadto możliwe będzie wprowadzenie mechanizmów pozwalających na posiadanie informacji o atrybutach z odpowiednim wyprzedzeniem lub redukujących ryzyko rokrocznych zmian atrybutów. (6) Podstawowym atrybutem, na podstawie którego JRM są kwalifikowane jako Nowe JRM albo Modernizowane JRM, są deklarowane jednostkowe nakłady inwestycyjne na aktywa biorące udział w procesie wytwarzania energii elektrycznej, stanowiące Strona 18 z 44

układy technologiczne Jednostek Fizycznych Wytwórczych. Te same nakłady inwestycyjne mogą być wykorzystane przez odpowiednio Nową albo Modernizowaną JRM tylko na potrzeby jednej Umowy Mocowej. Celem projektu nie jest wprowadzanie indywidualnej i szczegółowej analizy wymaganych zakresów rzeczowych realizowanych lub planowanych inwestycji na etapie certyfikacji. Ogólna ocena zakresu rzeczowego będzie miała miejsce podczas certyfikacji oraz weryfikacji Operacyjnego Kamienia Milowego. Okres, w którym jest wymagane poniesienie nakładów inwestycyjnych dla Nowych JRM, został wydłużony o rok w związku ze zmianą harmonogramu rynku mocy (aukcja główna w roku n-5). Proponowany okres jest stosunkowo długi, nie ogranicza on zasad i harmonogramów płatności oraz nie ingeruje w swobodę relacji biznesowych pomiędzy inwestorem a wykonawcą. Zasady ustalania poziomu nakładów inwestycyjnych, pozwalających na kwalifikację jako Nowa albo Modernizowana JRM, zostaną określone na etapie prac legislacyjnych, co do zasady nie powinny one generować dodatkowego ryzyka regulacyjnego dla inwestycji rozpoczętych przed okresem n-6 dla Roku Dostaw n. Nie przewiduje się wydłużenia okresu dla jednostek modernizowanych. (7) W przypadku jednostek modernizowanych nie jest zasadne odnoszenie się do nakładów odtworzeniowych (jako [%] lub w innym zakresie), gdyż wymagałoby to indywidualnego oszacowania wysokości takich nakładów, które zależą od lokalizacji, układu technologicznego, obecnego stanu i wartości majątku oraz wielu innych czynników. (8) Wprowadzenie statusu cenobiorcy oraz cenotwórcy ma na celu łagodzenie siły rynkowej istniejących jednostek i stymulowanie aktywności modernizacyjno-odtworzeniowej mocy wytwórczych. Status cenotwórcy i cenobiorcy zostaje utrzymany w Koncepcji Rynku Mocy pomimo wprowadzenia koszyków, które są elementem opcjonalnym rynku mocy. Koncepcja Rynku Mocy, została uszczegółowiona o zapisy dot. możliwości uzyskania podczas aukcji dodatkowej statusu cenotwórcy, jedynie przez CJRM DSR oraz CJRM, którym przyznano ten status na ich na wniosek, po spełnieniu wymaganych warunków. Należy zachować mechanizm pozwalający, aby w uzasadnionych przypadkach Istniejąca CJRM mogła być cenotwórcą. Dotyczy to przede wszystkim źródeł o nietypowej charakterystyce ekonomicznej, między innymi ze względu na lokalizację, technologię, itp. Nie jest prawdą, że strukturalnie prowadzi to do utrzymywania nieefektywnych jednostek mocy w KSE. Rynek mocy ma na celu pozyskanie określonego wolumenu mocy, spełniając założenia polityki energetycznej, po najniższej możliwej cenie. Potencjalne koszty z tym związane muszą być brane pod uwagę przy projektowaniu zasad funkcjonowania rynku mocy, a następnie przy wyznaczaniu parametrów aukcji mocy. Zasady wyznaczania maksymalnej ceny ofertowej cenobiorcy zostaną przedstawione w toku dalszych prac nad rynkiem mocy. (9) W Koncepcji Rynku Mocy usunięty został wymóg wykazania wskaźnika skojarzenia dla jednostki kogeneracji zasilającej miejski system ciepłowniczy. Strona 19 z 44

D.3. Nowe Jednostki Rynku Mocy (1) Korelacja procesów rynku mocy z procesem decyzyjnym oraz procesem pozyskania finansowania dla nowych jednostek. Umowa Mocowa nie może być umową warunkową, uzależnioną od pozyskania finansowania dla realizacji projektów inwestycyjnych czy też finansowania działalności operacyjnej. Decyzje podejmowane przez Dostawcę Mocy w trakcie trwania aukcji mocy mają wpływ na wynik aukcji, tj. na cenę mocy oraz skład CJRM, które wygrały aukcję. Wprowadzenie warunkowych Umów Mocowych spowodowałoby konieczność powtórzenia aukcji w sytuacji, gdyby dana CJRM zrezygnowała z Umowy Mocowej, ponieważ bez tej CJRM wynik aukcji mocy byłby inny. Umowa Mocowa gwarantuje przewidywalny strumień przychodów dla CJRM, a Dostawca Mocy, mając możliwość pełnej kontroli ceny dla Nowej CJRM W w trakcie trwania aukcji mocy, może zarządzać ryzykiem w tym zakresie, tj. pozostać lub opuścić aukcję. Nowa CJRM W może opuścić aukcję mocy w dowolnej rundzie. (2) Poziom nakładów inwestycyjnych dla Modernizowanych JRM W i Nowych JRM W będzie jednym z atrybutów, a tym samym parametrem aukcji głównej, ogłaszanym przed rozpoczęciem procesu certyfikacji do aukcji głównej. Tak jak pozostałe atrybuty będzie on mógł być określany dla poszczególnych grup technologii, takich samych jak w przypadku korekcyjnych współczynników dyspozycyjności. (3) Uszczegółowienie informacji odnośnie zabezpieczeń finansowych. Zabezpieczenia finansowe przewidziane w Koncepcji Rynku Mocy zostały wprowadzone dla JRM, które nie istnieją fizycznie w systemie elektroenergetycznym w momencie zawierania Umowy Mocowej. W związku z faktem, że Nowe JRM W oraz JRM DSR są cenotwórcami, zabezpieczenie finansowe jest istotnym i wymaganym elementem rynku mocy, motywującym do realizacji projektów budowy tych jednostek. Podobne zabezpieczenia są stosowane na rynkach mocy w innych krajach. Po analizie uwag dotyczących zabezpieczeń w Koncepcji Rynku Mocy zostały wprowadzone następujące zmiany: Zabezpieczenie finansowe wymagane jest wyłącznie od Nowych JRM w ramach certyfikacji do aukcji głównej oraz Niepotwierdzonych JRM DSR, dla których OSP wydał certyfikat warunkowy. Zabezpieczenie nie jest wymagane, jeśli Dostawcą Mocy jest podmiot posiadający aktualną ocenę ratingową, nadaną przez agencję ratingową, co najmniej na poziomie wymaganym w Regulaminie Rynku Mocy. Przy czym jeśli Umowa Mocowa zostanie rozwiązana w wyniku niespełnienia Finansowego i Operacyjnego Kamienia Milowego Dostawca Mocy będzie musiał zapłacić karę równą wysokości zabezpieczenia. Strona 20 z 44

Do katalogu możliwych form zabezpieczeń dodano poręczenie lub gwarancję spółki z grupy kapitałowej, będącej w stosunku do podmiotu, któremu udzielana jest taka gwarancja lub poręczenie, przedsiębiorcą dominującym w rozumieniu art. 4 pkt 3) ustawy z dnia 16 lutego 2007 o ochronie konkurencji i konsumentów. Spółka, o której mowa wyżej, musi posiadać ocenę ratingową, co najmniej na poziomie wymaganym w Regulaminie Rynku Mocy. Wymagana ocena ratingowa będzie określona w Regulaminie Rynku Mocy przy uwzględnieniu aktualnych warunków rynkowych, ewentualnych zmian metodycznych w zakresie przyznawania ocen ratingowych, ich skali oraz zmian na liście honorowanych agencji ratingowych. Termin na przedłożenie zabezpieczenia został określony na 15 dni roboczych od otrzymania certyfikatu warunkowego. D.4. Zakres dokumentacji przedstawianej podczas certyfikacji (1) Szczegółowy wykaz informacji i dokumentów przekazywanych w ramach procesu certyfikacji, jak i przebieg procesu certyfikacji, zostanie zawarty w przepisach rynku mocy. Podstawowym celem pozyskiwania informacji jest weryfikacja możliwości świadczenia Obowiązku Mocowego przez daną JRM. Ponadto, informacje przekazywane podczas certyfikacji są niezbędne do realizacji procesów rynku mocy, w szczególności procesu obliczania zapotrzebowania na moc, procesu monitorowania wykonania Umów Mocowych, procesu badania efektywności ekonomicznej rynku mocy wraz z szeregiem działań sprawozdawczych. Stąd proces certyfikacji jest powtarzany co roku, przy czym zgodnie z Projektem Rynku Mocy, jednostki istniejące w kolejnych procesach certyfikacji będą mogły ograniczyć przekazywane informacje wyłącznie do nowych danych oraz aktualizacji danych, które uległy zmianie. Nie jest możliwy jednorazowy proces certyfikacji. (2) Podczas procesu certyfikacji do aukcji głównej może zaistnieć sytuacja, że część parametrów techniczno-ekonomicznych nie będzie mogła być jeszcze potwierdzona właściwymi dokumentami. W takim przypadku przekazywane informacje powinny opierać się na najbardziej aktualnych wielkościach projektowych/budżetowych dla poszczególnych JRM. Koncepcja Rynku Mocy została uszczegółowiona w tym zakresie. (3) Dane wymagane podczas certyfikacji muszą uwzględniać dane ekonomiczne dotyczące kosztów w podziale na poszczególne JRM. Dane te są niezbędne dla poprawnej oceny efektywności rynku mocy oraz do wyznaczenia parametrów aukcji. Dane ekonomiczne JRM będą traktowane jako informacje poufne, niepubliczne i nie będą udostępniane stronom trzecim. (4) Oświadczenie dotyczące otrzymywania form pomocy publicznej czy planów produkcyjnych, składane podczas certyfikacji ogólnej, powinno być zgodne z najlepszym Strona 21 z 44

na dany moment stanem wiedzy. Dane i informacje uzyskiwane w ten sposób będą wykorzystane podczas obliczania parametrów aukcji. (5) Zgodnie ze zgłoszonymi uwagami, czas na uzupełnienie przez Dostawcę Mocy brakujących informacji i dokumentów w procesie certyfikacji do aukcji mocy zostaje wydłużony do 2 tygodni. Koncepcja Rynku Mocy została odpowiednio zmieniona. (6) Zapisy Koncepcji Rynku Mocy odnoszące się do obowiązku przedstawiania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w ramach procesu certyfikacji do aukcji głównej oraz aukcji dodatkowej zostały uszczegółowione poprzez wskazanie, że dotyczy to wyłącznie podmiotów objętych obowiązkiem koncesyjnym określonym w ustawie Prawo energetyczne. Odpowiednie korekty zostały wprowadzone również w zakresie obowiązku utrzymywania zapasu paliwa, który nie dotyczy JRM DSR, w skład których nie wchodzą urządzenia wytwórcze. (7) W Koncepcji Rynku Mocy została wprowadzona definicja Konfiguracji Punktów Pomiarowych, której dostarczenie jest jednym z elementów wymaganych w ramach procesu certyfikacji do aukcji. Definicja ta uszczegóławia wymagania wobec Jednostek Fizycznych w zakresie układów pomiarów. W przypadku Niepotwierdzonych JRM DSR wymóg ten odnosi się do planowanej Konfiguracji Punktów Pomiarowych. W układzie Konfiguracji Punktów Pomiarowych, zgłoszonej w trakcie procesu certyfikacji, przeprowadzany jest Test DSR. Układy pomiarowe określone w Konfiguracji Punktów Pomiarowych muszą umożliwiać dokonywanie pomiarów określających wykonanie Obowiązku Mocowego. Jest to warunek konieczny uzyskania pozytywnego Testu DSR. Dostawca Mocy DSR w kontekście pozytywnego przejścia Testu DSR odpowiada za poprawne działanie układów pomiarowych reprezentujących daną JRM DSR. Test DSR może być powtarzany. Strona 22 z 44