Stanowisko UOKIK w sprawie możliwości skorzystania przez zmodernizowane jednostki kogeneracji z systemu premii gwarantowanej

W związku z wątpliwościami dotyczącymi stosowania przepisów ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji w kontekście decyzji Komisji Europejskiej z dnia 15 kwietnia 2019 zatwierdzającej mechanizm wsparcia przewidziany w tej ustawie oraz w kontekście praktyki udzielania pomocy publicznej dla aktywów modernizowanych, Urząd Regulacji Energetyki wystąpił o opinię Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, czyli organu właściwego w kwestiach pomocy publicznej. Załączamy pismo, w którym regulator zwrócił się do urzędu antymonopolowego o opinię oraz pełną treść stanowiska UOKiK.

W ramach przygotowanego w URE zapytania zdefiniowane zostały dwie grupy przypadków.

Modernizacja jednostki a wsparcie dla kogeneracji

Regulator zapytał urząd antymonopolowy czy do wsparcia w systemie premii gwarantowanej (przyznawanej poza systemem aukcyjnym) można zakwalifikować wytwórców, którzy zwiększyli moce zainstalowane w istniejących jednostkach kogeneracji poprzez wymianę turbiny wraz z przekładnią oraz wymianę generatora lub poprzez wymianę zainstalowanych silników (wraz z generatorem).
W ocenie URE w świetle przepisów krajowych taka inwestycja powinna zostać zakwalifikowana jako modernizacja jednostki kogeneracyjnej.

UOKiK zauważył, że w wyniku opisanego działania dochodzi do zmiany parametrów technicznych/użytkowych istniejącej jednostki kogeneracji. Jeżeli działania te spełniają również warunek dotyczący czasu wyprodukowania zainstalowanych urządzeń (urządzenia zostały wyprodukowane w okresie 60 miesięcy przed dniem wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej w zmodernizowanej jednostce) nie ma przeszkód, aby uznać je za modernizację. Jednocześnie, w opinii UOKiK, z uwagi na fakt, że okres wsparcia przysługujący zmodernizowanej jednostce kogeneracji uzależniony jest od poziomu poniesionych kosztów inwestycyjnych odniesionych do kosztów wybudowania nowej porównywalnej jednostki kogeneracji taka modernizacja nie powinna skutkować bardzo istotnym zwiększeniem mocy instalacji kogeneracji i tym samym znacznym zwiększeniem kwoty otrzymanej premii gwarantowanej.

Premia gwarantowana, czy aukcja?

URE wskazał również, że w przypadku rozbudowy istniejącej jednostki kogeneracji o kolejne jednostki wytwórcze, które mogą być kwalifikowane jako odrębne jednostki kogeneracji, rozbudowa taka nie powinna być kwalifikowana jako modernizacja istniejącej jednostki kogeneracji, a w konsekwencji chcąc korzystać z systemu wsparcia nowa jednostka kogeneracji powinna uczestniczyć w aukcji.

W opinii UOKiK aukcyjny system wsparcia bezsprzecznie powoduje mniejsze zakłócenia konkurencji, niż wsparcie w postaci premii gwarantowanej. Motywem wprowadzenia systemu wsparcia w postaci premii gwarantowanej były argumenty świadczące za tym, że zestawienie obu rodzajów instalacji w jednej aukcji spowoduje osiągnięcie nieoptymalnych wyników, ponieważ oba rodzaje jednostek znajdują się w innej sytuacji faktycznej. Zatem UOKiK twierdzi, że interpretacja przepisów w analizowanym zagadnieniu powinna mieć charakter zawężający. Zdaniem Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów nie powinno zostać uznane za modernizację działanie polegające na dobudowie nowych urządzeń, których celem byłoby jedynie zwiększenie mocy istniejącej jednostki kogeneracji. Jednocześnie nie powinno być również możliwe uznanie wielu jednostek o mocy 0,99 MW umieszczonych w jednej lokalizacji za samodzielne małe instalacje kogeneracji[1]. Oba wskazane działania mogą bowiem prowadzić do obejścia obowiązującego prawa w celu uzyskania wsparcia w formie premii gwarantowanej.

***

Wspieranie wysokosprawnej kogeneracji ma ograniczyć niekorzystne zjawiska środowiskowe, przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw ciepła i energii elektrycznej, ma także poprawić efektywność wykorzystania nośników energii. W tym celu ustawa CHP  wprowadziła cztery mechanizmy polegające na wsparciu w postaci premii dopłacanych wytwórcom do ceny energii elektrycznej w ramach następujących systemów:

  • aukcyjny system wsparcia,
  • system wsparcia w formie premii gwarantowanej,
  • system wsparcia w formie premii gwarantowanej indywidualnej (wysokość premii ustalana jest indywidualnie w drodze decyzji Prezesa URE),
  • system wsparcia w formie naboru (wysokość premii ustalana jest indywidualnie przez Prezesa URE).

źródło:www.ure.gov.pl

[1]O których mowa w art. 2 pkt 11 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. z 2020 r. poz. 144, z późn. zm.).

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Prezes URE ogłosił wyniki aukcji na premię kogeneracyjną

Wsparcie produkcji ciepła i energii elektrycznej: Prezes URE ogłosił wyniki aukcji na premię kogeneracyjną (Combined Heat and Power, CHP)

Aukcja, która odbyła się między 22 a 24 czerwca br., przeznaczona była dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji o mocy od 1 do 50 MW. W wyniku rozstrzygnięcia aukcji siedem jednostek kogeneracyjnych będzie mogło uzyskać wsparcie w łącznej wysokości ponad 451 mln zł (z możliwych do rozdysponowania 2 miliardów złotych). Oznacza to, że wytwórcy zagospodarowali niewiele ponad 22 proc. budżetu aukcji.

Przedmiotem czerwcowej aukcji było w sumie 18 TWh energii elektrycznej, czyli całość energii przewidziana w rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska do sprzedaży w 2021 r. Z tego sprzedano 4,8 TWh (tj. 26,7 proc.).

W aukcji złożono osiem ofert, z czego siedem było zwycięskich. Zadziałała tu reguła „wymuszenia konkurencji”, zgodnie z którą aukcję wygrywają uczestnicy, których oferty łącznie nie przekroczyły 100 proc. wartości lub ilości energii elektrycznej określonej w ogłoszeniu o aukcji i 80 proc. ilości energii elektrycznej objętej wszystkimi ofertami.

Zwycięskie oferty złożyli:

  1. Celsium serwis  Sp. z o.o. z siedzibą w Skarżysku-Kamiennej
  2. ECO Kogeneracja Sp. z o.o. z siedzibą w Opolu
  3. ECO Kogeneracja Sp. z o.o. z siedzibą w Opolu
  4. Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Sp. z o.o. z siedzibą w Dębicy
  5. Miejskie Przedsiębiorstwo Infrastruktury „KOS-EKO” Sp. z o.o. z siedzibą w Kościerzynie
  6. Ostrowski Zakład Ciepłowniczy S.A. z siedzibą w Ostrowie Wielkopolskim
  7. Veolia Południe Sp. z o.o. z siedzibą w Tarnowskich Górach

Wysokość premii kogeneracyjnej, jaką wygrani wytwórcy wskazywali w ofertach wahała się od 37 do 147 zł/MWh. Natomiast wysokość premii, jaka będzie wypłacana[1] zwycięzcom aukcji wyniesie od 18,76 do 147 zł/MWh. Premia będzie wypłacana wytwórcom w latach 2022-2039.

***

  • Kogeneracja (produkcja w skojarzeniu) polega na wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła w najbardziej efektywny sposób, czyli w jednym procesie technologicznym. Istotną zaletą takiego procesu jest znacznie większy stopień wykorzystania energii pierwotnej zawartej w paliwie do produkcji energii elektrycznej i ciepła. Efektywność energetyczna systemu skojarzonego może być nawet o 30 proc. wyższa niż w procesie oddzielnego wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni kondensacyjnej i ciepła w kotłowni.
  • Ustawa o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji w 2019 roku wprowadziła nowy system wsparcia dla źródeł wytwarzających jednocześnie energię elektryczną i ciepło, które przyznawane jest w czterech formach: a) premii gwarantowanej indywidualnej; b) premii gwarantowanej; c) aukcji; d) naboru.
  • Nowy system zastąpił dotychczasowy mechanizm bazujący na formule świadectw pochodzenia z kogeneracji.

[1]Wysokość premii oraz wartość premii może ulec zmianie w związku ze zmianą, po rozstrzygnięciu aukcji,  przyznanej Wytwórcom pomocy inwestycyjnej

źródło: www.ure.gov.pl

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Aukcje OZE: Prezes URE podsumowuje wyniki aukcji na sprzedaż energii elektrycznej z OZE

Aukcje OZE: Prezes URE podsumowuje wyniki aukcji na sprzedaż energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii

Jedynie trzy z ośmiu przeprowadzonych w maju i czerwcu br. aukcji zostały rozstrzygnięte. Łącznie zakontraktowano blisko 37 TWh energii elektrycznej o wartości ponad 8,5 mld zł.

Do pobrania wyniki aukcji ⤵⤵⤵

Informacja Prezesa URE nr 31/2021 w sprawie Aukcji Zwykłej Nr AZ/1/2021: wynik_aukcji_AZ_1_2021

Informacja Prezesa URE nr 32/2021 w sprawie Aukcji Zwykłej Nr AZ/2/2021: wynik_aukcji_AZ_2_2021

Informacja Prezesa URE nr 33/2021 w sprawie ogłoszenia wyników Aukcji Zwykłej Nr AZ/3/2021: wynik_aukcji_AZ_3_2021

Informacja Prezesa URE nr 34/2021 w sprawie Aukcji Zwykłej Nr AZ/4/2021: wynik_aukcji_AZ_4_2021

Informacja Prezesa URE nr 35/2021 w sprawie Aukcji Zwykłej Nr AZ/5/2021: wynik_aukcji_AZ_5_2021

Informacja Prezesa URE nr 36/2021 w sprawie Aukcji Zwykłej Nr AZ/6/2021: wynik_aukcji_AZ_6_2021

Informacja Prezesa URE nr 37/2021 w sprawie ogłoszenia wyników Aukcji Zwykłej Nr AZ/7/2021: wynik_aukcji_AZ_7_2021

Informacja Prezesa URE nr 38/2021 w sprawie ogłoszenia wyników Aukcji Zwykłej Nr AZ/8/2021: wynik_aukcji_AZ_8_2021

W tym roku do sprzedaży w ramach wszystkich aukcji przeznaczono nieco ponad 68 TWh energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych o łącznej wartości blisko 24 mld zł. W wyniku rozstrzygnięcia aukcji sprzedano łącznie ponad 36,7 TWh (54 proc.) wolumenu energii o łącznej wartości ponad 8,5 mld zł (36 proc.).

I dodaje: – Widoczny już w ubiegłorocznych aukcjach trend dynamicznego rozwoju dużych projektów fotowoltaicznych jest kontynuowany. Fotowoltaika wypiera projekty lądowych farm wiatrowych. Sytuacja ta jest w sposób oczywisty powodowana barierami prawnymi rozwoju energetyki wiatrowej na lądzie. Natomiast technologie inne niż energetyka słoneczna i wiatrowa właściwie nie są rozwijane pomimo, że wyznaczone dla nich ceny referencyjne, czyli maksymalne, są znacznie korzystniejsze niż dla pozostałych technologii. To tendencja zauważalna nie tylko w Polsce.

– Odnawialne źródła energii stały się na tyle rynkową technologią wytwarzania, że wygrana w aukcji zmieniła swój charakter. Ceny aukcyjne nie są już tak atrakcyjne dla przedsiębiorców w porównaniu z aktualnymi cenami rynkowymi energii. Obecnie aukcyjny mechanizm wsparcia to bardziej forma długoterminowego zabezpieczenia kontraktu, czyli istotny czynnik pozyskania kapitału dłużnego dla projektów instalacji OZE. Wytwórcy dostrzegają tę zmianę i modyfikują swoje strategie biznesowe w  zgłaszanych ofertach – ocenia wyniki tegorocznych aukcji Rafał Gawin, Prezes URE.

Rys. 1. Wolumen energii przeznaczony do sprzedaży i sprzedany w wyniku rozstrzygnięcia ośmiu aukcji OZE przeprowadzonych przez Prezesa URE w maju i czerwcu 2021 r.

Rys. 2. Wartość energii przeznaczonej do sprzedaży i sprzedanej w wyniku rozstrzygnięcia ośmiu aukcji OZE przeprowadzonych przez Prezesa URE w maju i czerwcu 2021 r.

Boom na fotowoltaikę widoczny także w systemie aukcyjnym

Tradycyjnie największym zainteresowaniem cieszyła się aukcja przeznaczona dla nowych, małych (o mocy nie większej niż 1 MW) instalacji fotowoltaicznych i lądowych wiatrowych (oznaczona jako AZ/8/2021). Do aukcji przystąpiło 432 wytwórców, składając łącznie 1264 oferty. Wszystkie oferty zostały złożone przez przedsiębiorców inwestujących w instalacje fotowoltaiczne. W ramach tego koszyka na zakup 14,7 TWh energii przeznaczono blisko 5,3 mld zł. W wyniku rozstrzygnięcia aukcji sprzedano prawie 11,9 TWh energii (81,3 proc. ilości energii przeznaczonej do sprzedaży) w ramach 1016 ofert zgłoszonych przez 335 wytwórców, o łącznej wartości ponad 2,7 mld zł (52 proc. wartości energii przeznaczonej do sprzedaży). W wyniku rozstrzygnięcia tej aukcji mogą powstać instalacje fotowoltaiczne o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej prawie 1 GW.

W związku z bardzo dużą liczbą złożonych ofert, zwycięzcy aukcji – wzorem lat ubiegłych – zostali wyłonieni nie tylko w oparciu o oferowaną cenę sprzedaży energii, ale również kolejność ich złożenia. Zgodnie bowiem z ustawą o OZE[1], w przypadku gdy kilku uczestników aukcji zaoferuje taką samą najniższą cenę sprzedaży energii, o wygranej decyduje kolejność złożonych ofert.

Łączna ilość energii zaoferowana przez wytwórców (blisko 14,9 TWh) stanowiła ponad 102 proc. ilości energii określonej w ogłoszeniu o aukcji. Natomiast łączna wartość energii zaoferowana przez wytwórców (3,59 mld zł) stanowiła blisko 68 proc. wartości energii z ogłoszenia.

Cena referencyjna w tym koszyku wynosiła 340 zł/MWh. Minimalna cena, po jakiej została sprzedana energia wyniosła 207 zł/MWh.

 – Po raz pierwszy w koszyku dedykowanym obiektom o mocy powyżej 1 MW, odnotowano przewagę mocy instalacji fotowoltaicznych w stosunku do projektów lądowych farm wiatrowych objętych złożonymi ofertami, mamy do czynienia z istotną dysproporcją mocy pomiędzy tymi technologiami – powiedział Rafał Gawin, Prezes URE.

Natomiast do aukcji dla większych jednostek (o mocy przekraczającej 1 MW) w tych samych technologiach (oznaczonej jako AZ/7/2021) przystąpiło 88 wytwórców, składając łącznie 111 ofert. W ramach tego koszyka na zakup 38,7 TWh energii przeznaczono ponad 10,7 mld zł. W wyniku rozstrzygnięcia aukcji sprzedano blisko 24,7 TWh energii elektrycznej (64 proc. ilości energii przeznaczonej do sprzedaży) zaoferowanej przez 72 wytwórców, o łącznej wartości niespełna 5,7 mld zł (53 proc. wartości energii przeznaczonej do sprzedaży). W wyniku rozstrzygnięcia tej aukcji mogą powstać instalacje fotowoltaiczne o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej ponad 1,2 GW, a także lądowe farmy wiatrowe o mocy ponad 0,3 GW.

Łączna ilość energii zaoferowana przez wytwórców (ponad 32,5 TWh) stanowiła onad 84 proc. ilości energii określonej w ogłoszeniu o aukcji. Natomiast łączna wartość energii zaoferowana przez wytwórców (ponad 7,7 mld zł) stanowiła niespełna 72 proc. wartości energii określonej w ogłoszeniu.

Cena referencyjna w tym koszyku wynosiła 320 zł/MWh dla elektrowni słonecznych i 250 zł/MWh dla elektrowni wiatrowych. Minimalna cena, po jakiej została sprzedana energia wyniosła odpowiednio 179 zł/MWh w przypadku lądowych farm wiatrowych oraz 209 zł/MWh w przypadku elektrowni fotowoltaicznych.

Aukcje OZE w liczbach

Podsumowanie wszystkich aukcji OZE przeprowadzonych przez Prezesa URE w maju i czerwcu br. przedstawia się następująco:

  • Maksymalna wartość energii elektrycznej, która mogła zostać sprzedana w drodze aukcji wynosiła blisko 24 mld zł, natomiast maksymalna ilość energii elektrycznej ponad 68 TWh.
  • Jedynie trzy z ośmiu przeprowadzonych aukcji zostały rozstrzygnięte. Aukcja AZ/1/2021 przeznaczona dla instalacji istniejących podobnie jak cztery aukcje dedykowane instalacjom nowym nie zostały rozstrzygnięte, z powodu braku wymaganej liczby ofert. Zgodnie bowiem z zapisami ustawy o odnawialnych źródłach energii[2], aukcję rozstrzyga się, jeżeli złożono nie mniej niż trzy ważne oferty spełniające wymagania określone w ustawie.
  • W wyniku rozstrzygnięcia aukcji sprzedano łącznie ponad 36,7 TWh (54 proc.) ilości energii elektrycznej o wartości ponad 8,5 mld zł (36 proc.).
  • Całość wsparcia trafi do instalacji nowych, czyli takich, w których wytworzenie energii elektrycznej po raz pierwszy nastąpi po dniu zamknięcia sesji aukcji, z czego zaledwie 0,127 TWh energii elektrycznej zakontraktowano dla technologii innej niż elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne (hydroelektrownie objęte wsparciem w wyniku rozstrzygniętej aukcji AZ/3/2021).
  • Instalacje istniejące z przeznaczonej dla nich puli energii elektrycznej 0,5 TWh o wartości 335 mln zł (aukcja AZ/1/2021) nie zdołały zagospodarować wsparcia w systemie aukcyjnym.
  • W wyniku rozstrzygnięcia tegorocznych aukcji łącznie może powstać ponad 2,5 GW nowych mocy wytwórczych w OZE.
  • W kolejnych aukcjach dedykowanych dla instalacji pow. 1 MW ciężko będzie znaleźć istotny potencjał projektów wiatrowych. Wynika to z polityki przestrzennej, której kształt nadała tzw. ustawa odległościowa.
  • Zauważalna jest postępująca ekspansja ze strony dużych projektów PV.
  • Ceny energii dla instalacji PV powyżej 1 MW oraz tych nie większych niż 1 MW zbliżają się do siebie. Wynika to z faktu, iż wytwórcy energii dyskontują w cenie ofertowej ryzyka związanego z realizacją większych projektów, które nie są obecne w przypadku instalacji nie większych niż 1 MW.
  • Parametry aukcji na 2021 roku określone zostały w rozporządzeniu Rady Ministrów[3] w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, która może zostać sprzedana w drodze aukcji w 2021 r. Uzupełnieniem tych regulacji jest rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2021 r.[4]
  • Aukcje prowadzone zostały zgodnie z ustalonym[5] przez Prezesa URE i zatwierdzonym przez Ministra Klimatu Regulaminem aukcji na sprzedaż energii elektrycznej wytwarzanej w instalacjach OZE. Określa on szczegółowe zasady organizacji aukcji, jak np. tryb składania ofert, przebieg i sposób rozstrzygnięcia aukcji, warunki przetwarzania danych dotyczących uczestników aukcji, wymagania techniczne dotyczące dostępu do Internetowej Platformy Aukcyjnej (IPA), sposób zapewnienia bezpieczeństwa i prawidłowości przebiegu aukcji, ale także ewentualne warunki zawieszenia dostępu do Platformy.
  • Zgodnie z obecnym brzmieniem ustawy o odnawialnych źródłach energii[6] Prezes URE był zobowiązany do rozstrzygnięcia aukcji do 30 czerwca br.
  • Przypominamy, iż w ubiegłym – 2020 roku odbyło się osiem aukcji OZE, w ramach których zakontraktowano blisko 54,5 TWh mocy za ponad 12,9 mld zł.

[1] Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2021 r. poz. 610).

[2] Art. 78 ust. 5 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2020 r. poz. 261, z późn. zm.).

[3] Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 16 grudnia 2020 r. w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, która może zostać sprzedana w drodze aukcji w 2021 r. (Dz.U. 2020 poz. 2363).

[4] Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2021 r. oraz okresów obowiązujących wytwórców, którzy wygrali aukcje w 2021 r. (Dz.U. z 2021 r. poz. 722).

[5] Na podstawie art. 78 ust. 8 i 10 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2021 r. poz. 610).

[6]  Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2021 r. poz. 610).

 

źródło: www.ure.gov.pl

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Sejm uchwalił nowelizację ustawy o rynku mocy

Sejm uchwalił w czwartek 24.06 b.r. nowelizację ustawy o rynku mocy, m.in. dającą przedsiębiorstwom energochłonnym możliwość obniżenia opłaty mocowej.

Za ustawą głosowało 397 posłów, nikt nie był przeciw, wstrzymało się 34 posłów.

Nowelizacja dostosowuje polskie regulacje do Rozporządzenia PE i Rady UE 2019/943. Zakłada, że po 1 lipca 2025 r. jednostki wytwórcze o emisji powyżej 550 kg CO2 na MWh nie będą mogły korzystać ze wsparcia w postaci rynku mocy. Jednak – jak przewiduje Rozporządzenie – kontrakty mocowe zawarte przed końcem 2019 r. będą dalej obowiązywać.

Nowelizacja zakłada wprowadzenie specjalnych rozwiązań dla odbiorców energochłonnych. Będą oni mogli płacić niższą opłatę mocową, jeżeli ich profil zużycia jest odpowiednio płaski, czyli różnice między poborem w godzinach szczytu i poza nimi są odpowiednio małe.

Pojawi się możliwość zmiany technologii wytwarzania energii elektrycznej w odniesieniu do jednostki posiadającej zawartą umowę mocową i niespełniającej limitu emisji 550 kg CO2 na MWh, na jednostkę w technologii spełniającej ten limit. Ma to być wsparciem dla budowy nowych, niskoemisyjnych źródeł.
źródło: cire.pl

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

Rynek energii: Polska w pełni zintegrowana w ramach europejskiego mechanizmu łączenia rynków dnia następnego

Ruszył Interim Coupling Project. Od dzisiaj połączenia na wszystkich granicach Polski działają w mechanizmie SDAC.

Dzięki temu projektowi kraje 4M Market Coupling (4M MC, tj Czechy, Rumunia, Słowacja i Węgry) zostały połączone z obszarem Multi-Regional Coupling (MRC[1], tj. m.in. Austria, Niemcy, Polska) poprzez wprowadzenie przydziału przepustowości w oparciu o wyznaczanie zdolności przesyłowych netto (net transfer capacity, NTC) na sześciu kolejnych granicach: Polska-Niemcy, Polska-Czechy, Polska-Słowacja, Czechy-Niemcy, Czechy-Austria oraz Węgry-Austria. Oznacza to wprowadzenie jednej wspólnej aukcji na giełdach energii elektrycznej dla uczestników rynku we wszystkich krajach objętych obszarami MRC i 4M MC w ramach mechanizmu łączenia rynków dnia następnego Single Day-Ahead Coupling, tzw. SDAC).

Rys. Połączenia regionu CORE – stan uwzględniający projekt Interim Coupling. Kolorem szarym oznaczono dotychczasowe połączenia; czerwonym – połączenia, na których będzie stosowany mechanizm SDAC w ramach Interim Coupling Project.

Cicha rewolucja na rynku energii

Od dziś w Polsce, jak również w Austrii, Niemczech, Czechach, Rumunii, na Słowacji i na Węgrzech na istniejących między tymi państwami połączeniach transgranicznych będą stosowane aukcje typu implicit, które polegają na przydzieleniu jednocześnie zdolności przesyłowych oraz energii. Pierwsza fizyczna dostawa tak zakupionej energii nastąpi już jutro – 18 czerwca 2021 r.

Mechanizm SDAC jest stosowany od 2010 r. na połączeniu ze Szwecją (SwePol Link), a od 2015 r. na połączeniu z Litwą (LitPol Link). Dzięki Interim Coupling Project od dziś Polska jest w pełni zintegrowana w ramach europejskiego mechanizmu łączenia rynków dnia następnego.

Z biegiem lat liczba krajów przystępująca do projektu SDAC rośnie, co sprawia, że proces ten staje się coraz bardziej złożony, ale jednocześnie stwarza warunki umożliwiające swobodną wymianę transgraniczną energii elektrycznej. Funkcjonowanie wspólnego europejskiego rynku energii elektrycznej wymaga wyznaczania zdolności przesyłowych na granicach państw w najbardziej efektywny sposób. W tym celu stosuje się mechanizm łączenia rynków (market coupling), oparty na algorytmie obliczeniowym, który dopasowuje do siebie oferty kupna i sprzedaży energii składane na giełdach w różnych krajach.

Łączenie rynków w oparciu o metodę NTC jest mechanizmem przejściowym. Do takiego rozwiązania wzywali regulatorzy z Niemiec, Austrii, Polski i krajów 4M MC, a celem  była stopniowa integracja całego regionu Core (region łączący granice między Austrią, Belgią, Chorwacją, Czechami, Francją, Niemcami, Węgrami, Luksemburgiem, Holandią, Polską, Rumunią, Słowacją i Słowenią)[2] w ramach mechanizmu SDAC.

Metoda NTC oparta jest na bilateralnym uzgadnianiu zdolności przesyłowych na granicach przez sąsiadujących operatorów sieci przesyłowych. Na podstawie uzgodnionych wielkości dostępnych mocy przesyłowych przeprowadzane są aukcje na giełdach energii elektrycznej. Metoda umożliwia obliczenie dostępnych zdolności w oparciu o maksymalną ilość energii elektrycznej, która może być przesyłana między dwoma obszarami rynkowymi bez narażania bezpieczeństwa obu systemów i z uwzględnieniem technicznych uwarunkowań dotyczących przyszłego funkcjonowania sieci.

Mechanizm łączący różne rynki krajowe powinien docelowo uwzględniać ograniczenia techniczne sieci w procesie wyznaczania i alokacji zdolności przesyłowych dla wymiany handlowej oraz brać pod uwagę współzależności między transakcjami wymiany handlowej na poszczególnych granicach obszarów rynkowych, a przepływami mocy w połączonym systemie elektroenergetycznym. Dlatego też jako docelowy dla całego rynku przewidziano mechanizm oparty na metodzie Flow-Based Allocation (FBA)[3], który zwiększy nie tylko bezpieczeństwo pracy sieci przy realizacji wymiany transgranicznej, ale przede wszystkim pozwoli na kontrolowanie i koordynację tzw. przepływów tranzytowych i umożliwi określanie zdolności przesyłowych w skali całych regionów, a nie tylko określonych stref.

Wdrożenie Projektu Interim Coupling jest istotnym krokiem na drodze do utworzenia jednolitego europejskiego rynku dnia następnego (SDAC).

Historia prac nad projektem

W projekcie uczestniczyły Polskie Sieci Elektroenergetyczne oraz NEMO[4] działający w polskiej strefie cenowej, tj. EPEX SPOT, Nord Pool EMCO oraz Towarowa Giełda Energii, a prace nad nim trwały ponad dwa i pół roku.

  • W listopadzie 2018 r. operatorzy systemów przesyłowych oraz NEMO przedstawili wstępną wersję mapy drogowej realizacji projektu DE-AT-PL-4M MC, połączoną z mapą drogową projektu Core FB MC.
  • W grudniu 2018 r. projekt DE-AT-PL-4M MC, po zatwierdzeniu przez wszystkie zaangażowane strony oraz krajowych regulatorów został pomyślnie uruchomiony.
  • W czerwcu 2019 r. uczestnicy projektu ukończyli przygotowanie High-Level Market Design, czyli dokumentu opisującego cały standardowy proces biznesowy dla łączenia rynków dnia następnego. Uzgodniono w nim m.in. takie kwestie jak: system spedycji, podziału dochodu z ograniczeń, agregacji, infrastruktury IT, topologii profili technicznych.
  • Aby uruchomić projekt konieczne było wprowadzenie jednolitej godziny zamknięcia bramki rynku dnia następnego (ustalono, że będzie to godz. 12:00), uzyskanie zgód regulacyjnych oraz zapewnienie terminowej komunikacji z uczestnikami rynku. Konieczna była również modyfikacja istniejących procedur oraz przeprowadzenie szeregu testów.
  • W grudniu 2019 r. strony projektu ogłosiły zakończenie prac projektowych i uruchomienie wdrożenia lokalnego rozwiązania informatycznego. Po jego zakończeniu, pod koniec lutego 2021 r., pomyślnie zakończono pierwszą fazę wspólnych testów regionalnych.
  • Kolejna faza testów, skoncentrowana na testowaniu regionalnych procedur operacyjnych, zakończyła się w połowie maja 2021 r., po czym nastąpiły kompleksowe testy proceduralne na poziomie paneuropejskim ze wszystkimi stronami projektu SDAC.

***

  • Aukcje typu „explicit” zapewniają udostępnianie zdolności przesyłowych na rzecz uczestników rynku na zasadach konkurencyjnych. Aby zrealizować umowy wymiany międzysystemowej uczestnicy samodzielnie rezerwują zdolności przesyłowe wymiany międzysystemowej biorąc udział w skoordynowanych przetargach organizowanych przez Biuro Przetargowe Joint Allocation Office.
  • Aukcje typu „implicit” polegają na przydzieleniu jednocześnie zdolności przesyłowych oraz energii – w praktyce oznacza to, że uczestnicy składają swoje oferty NEMO, a NEMO dokonują doboru ofert z całego połączonego obszaru uwzględniając dostępne międzyobszarowe zdolności przesyłowe. Dla rynku dnia następnego realizowana jest jedna sesja, w której kojarzone są wszystkie oferty złożone w całym obszarze; dla każdej godziny dostawy w poszczególnych obszarach rynkowych wyznaczana jest jednolita cena rynkowa.
  • Metoda Flow-Based Allocation (FBA), to wyznaczanie zdolności przesyłowych oparte na fizycznych przepływach w całym regionie. Umożliwia uwzględnianie ograniczeń technicznych sieci w procesie wyznaczania i alokacji zdolności przesyłowych dla wymiany handlowej. W tej metodzie brane są pod uwagę także współzależności między transakcjami wymiany handlowej na poszczególnych granicach obszarów rynkowych a przepływami mocy w połączonym systemie elektroenergetycznym.

[1] Inicjatywa obejmująca 19 państw członkowskich oraz ok. 85 proc. energii elektrycznej zużywanej w UE.

[2] Do regionu Core przynależą m.in. polskie granice synchroniczne (z Czechami, Słowacją i Niemcami).

[3] Rozporządzenie Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiające wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (dalej CACM). Celem rozporządzenia CACM jest wprowadzenie przepisów dotyczących docelowego jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego, a w konsekwencji zapewnienia przejrzystych ram prawnych dla efektywnego i nowoczesnego systemu alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi. Działania te mają doprowadzić do ułatwienia obrotu energią elektryczną w całej Unii, umożliwić wydajniejsze użytkowanie sieci oraz zwiększyć konkurencję z korzyścią dla konsumentów.

[4] NEMO – Nominowany Operator Rynku Energii Elektrycznej (ang. Nominated Electricity Market Operator). NEMO to podmiot, który zapewnia kojarzenie ofert sprzedaży/zakupu energii elektrycznej, zawieranych na rynkach dnia następnego i bieżącego w obrocie międzynarodowym. Są to funkcje określane jako Market Coupling Operator – MCO, w transgranicznym obrocie energią elektryczną. Do obowiązków NEMO należą: wspólny, z innymi NEMO, rozwój i utrzymanie algorytmów, systemów i procedur związanych z transgranicznym mechanizmem łączenia rynków, przetwarzanie otrzymanych danych wejściowych dotyczących dostępnych transgranicznych zdolności przesyłowych oraz w efekcie ich efektywna alokacja w miejscach ograniczeń przesyłowych i stanowienie cen energii elektrycznej.

źródło: www.ure.gov.pl 

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Kontakt

Renata Kałużna Jesteśmy zespołem złożonym z doświadczonych profesjonalistów, działającym w ramach firmy powemeetings.eu, która specjalizuje się w doradztwie oraz organizacji konferencji i szkoleń dla różnych sektorów gospodarki.

powermeetings.eu
Al. Jerozolimskie 27
00-508 Warszawa

kom.: +48 603 386 917

NIP: 952-139-65-83
REGON: 363385059

Renata.Kaluzna@powermeetings.eu

Stronę redaguje: Jolanta Szczepaniak
Kontakt: powermeetings@powermeetings.eu