Lp.

Jednostka redakcyjna

Treść uwagi

1.

art. 13 ust. 1 pkt 3-6) oraz art. 15 ust. 1

W art. 13 ust. 1 pkt 3) na potrzeby przeprowadzania certyfikacji ogólnej wprowadzono obowiązek przekazania informacji dotyczących parametrów technicznych i pomiarowych jednostki. Kryterium to powinno zostać doprecyzowane.

Podobnego doprecyzowania wymaga zapis art. 13 ust. 1 pkt 4). Nie jest jasne jakiego okresu mają dotyczyć plany pracy jednostki, czy chodzi tu o plany remontów, miesięczną planowaną produkcję i jakiego okresu mają one dotyczyć.

W art. 13 ust. 1 pkt 5) i 6) projektu ustawy, na potrzeby przeprowadzania certyfikacji ogólnej wprowadzono obowiązek przekazania informacji dotyczących pomocy publicznej różnego rodzaju. Podobnie w art. 15 ust. 1 warunkiem otrzymania certyfikatu jest złożenie operatorowi odpowiedniego oświadczenia dotyczącego pomocy publicznej. Zakres tego obowiązku budzi wątpliwości.
W szczególności jeżeli chodzi o ramy czasowe tak otrzymanej czy planowanej pomocy publicznej (do jakiego okresu wstecz i na przyszłość?, w momencie wykonywania obowiązku mocowego?, jakiego okresu mają dotyczyć średnioterminowe plany otrzymywania pomocy publicznej?).

Zakres tych obowiązków powinien zostać doprecyzowany w odrębnym rozporządzeniu wydawanym przez ministra właściwego do spraw energii, podobnie jak to ma miejsce na gruncie obowiązującej ustawy o odnawialnych źródłach energii. Do projektu ustawy powinna zostać dodana podstawa do wydania tego rozporządzenia.

Niezależnie od tego uważamy, że zakres informacji dotyczących pomocy publicznej nie powinien obejmować praw majątkowych wynikających ze świadectw efektywności energetycznej. Zgodnie z uzasadnieniem do ustawy o efektywności energetycznej, świadectwa efektywności energetycznej nie są traktowane jako pomoc publiczna. 

2.

art. 13 ust. 1 pkt 6)

Wskazane w art. 13 ust. 1 wymagania dotyczące procesu certyfikacji ogólnej odbiegają od pierwotnych założeń koncepcji rynku mocy. Jej celem miało być zbadanie możliwości świadczenia usługi mocowej w okresie przyszłego zapotrzebowania. Z tego punktu widzenia obowiązek podawania i weryfikowanie w tym wstępnym procesie bliżej niesprecyzowanych wartości „średniookresowych planów" ubiegania się o pomoc publiczną są w naszej ocenie nieuzasadnione. Warunek ten powinien zostać wykreślony, ponieważ może znacząco utrudnić proces certyfikacji ogólnej zarówno po stronie wytwórców jak i po stronie operatora.

3.

art. 14 ust. 2 pkt 1) i 5)

W art. 14 ust. 2 pkt 5) w procesie certyfikacji nakłada się na wytwórców obowiązek przedstawiania „informacji na temat możliwości wykonywania obowiązku mocowego, w tym utrzymywanych zapasów paliwa". Powyższy warunek powinien zostać wykreślony lub istotnie doprecyzowany. Obowiązki wytwórców dotyczące utrzymania odpowiednich zapasów paliw regulowane są szczegółowo w odrębnych przepisach. Nadzór nad ich prawidłowym wykonaniem sprawuje już Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Uważamy, że na etapie certyfikacji ogólnej, nałożenie przedstawionych obowiązków informacyjnych jest niezasadne i przedwczesne, stanowiąc niepotrzebne obciążenie administracyjne.

W szczególności nie jest jasne czy w przepisie tym chodzi o potencjalne możliwości techniczne utrzymywania zapasów (czyli pojemność magazynów / składów paliwa/ obowiązku kontraktacji) z uwzględnieniem perspektywy dostaw w okresie zagrożenia (zapasy miesięczne?/roczne?), czy też projektodawca miał na myśli stan zapasu na dzień wypełniania ankiety. Są to kwestie kluczowe, które powinny zostać rozstrzygnięte o ile  ten warunek certyfikacji zostanie utrzymany.

W art. 14 ust. 2 pkt 1) projektodawca powinien wskazać czy chodzi o wielkość obowiązku mocowego netto czy brutto, jeśli netto to w jaki sposób powinna zostać określona. Podobna uwaga  odnosi się do art. 14 ust. 3 pkt 4) - według jakiej zasady należy określić moc osiągalną netto jednostki.

4.

art. 14 ust. 7

Sposób wyznaczania korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności

Wyznaczenie współczynników korekcyjnych, które ograniczają możliwość przedstawiania oferty mocowej, jest jednym z ważnych parametrów wpływających na efektywność ekonomiczną rynku mocy z punktu widzenia wytwórców.

Należy też wziąć pod uwagę brak dotychczasowych doświadczeń w tym zakresie oraz ograniczony zakres danych historycznych.
Taka sytuacja może prowadzić do powstania błędów, które będą istotnie wpływać na sytuację uczestników rynku mocy.

W celu ograniczenia ewentualnych negatywnych skutków błędów w określaniu poziomu współczynników korekcyjnych proponuje się zastąpienie jednostopniowej procedury ich ustalania (ogłoszenie przez operatora) procedurą dwustopniową (zaproponowanie przez operatora oraz ostateczna akceptacja przez ministra właściwego do spraw energii). Stworzy to możliwość dodatkowych analiz z udziałem dostawców na rynek mocy, które będą mogły być wzięte pod uwagę przy określeniu wartości ostatecznych. W związku z tym proponujemy zapis jak niżej:

„7.Operator przygotowuje propozycje wartości korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności obowiązującego w  procesie certyfikacji odrębnie do aukcji głównej i do aukcji dodatkowej dla danej grupy technologii dostarczania mocy  oraz  publikuje go do publicznych konsultacji na swojej stronie internetowej w terminie do 1 lutego każdego roku.

Ostateczna wartość współczynnika korekcyjnego jest publikowana w terminie określonym w art. 19 ust. 6 po uzyskaniu akceptacji wartości współczynnika przez ministra właściwego do spraw energii."

5.

art. 15 ust. 1

Niejasny jest cel ustawodawcy, który z jednej strony uzależnia wydanie dostawcy certyfikatu (art. 15 ust. 1 pkt. 2) od rezygnacji
z pomocy publicznej w momencie wywiązywania się z umowy mocowej, a z drugiej strony (art. 46) mówi o pomniejszaniu wynagrodzenia za wykonanie obowiązku w związku z pomocą publiczną. Nie jest jasne jakiego przypadku to dotyczy i jak powyższe reguły wykonywane będą w praktyce. Konieczne jest doprecyzowania tych kwestii na poziomie ustawowym. Dodatkowo w celu uzyskania większej pewności prawnej podmiotów uczestniczących w rynku mocy oraz organów uczestniczących w tym procesie, minister właściwy do spraw energii powinien wydać rozporządzenie w którym rozstrzygnie szczegółowo pojawiające się tu wątpliwości podobnie jak to ma miejsce na gruncie obowiązującej ustawy o odnawialnych źródłach energii.

Należy uwzględnić, że zgodnie z art. 46 projektu ustawy, wynagrodzenie za wykonanie obowiązku mocowego pomniejsza się w taki sposób, aby zapobiec niezasadnemu wsparciu z łączenia przychodów z pomocy publicznej o której mowa w art. 13 ust. 1 pkt 5. Przepis ten, choć może zmierzać do wykluczenia możliwości zaistnienia nadkompensacji dla poszczególnych jednostek, jest zasadniczo zbyt mało precyzyjny dla skutecznej realizacji tego celu.

Uwzględniając powyższe, można rozważać możliwość wprowadzenia do projektu ustawy regulacji pozwalającej w sposób bardziej skuteczny i transparenty określić maksymalny poziom pomocy publicznej obowiązującej zarówno jednostki wytwórcze jak i  jednostki redukcji zapotrzebowania, zamierzające uczestniczyć w rynku mocy. W szczególności można rozważyć wprowadzenie do projektu ustawy mechanizmu zbliżonego do regulacji służącej limitowaniu łącznej pomocy publicznej dla jednostki wytwórczej energii elektrycznej w art. 39 ustawy o OZE.

Dodatkowo w treści art. 15 ust. 1 pkt 5 projektu ustawy przewidziano możliwości uczestniczenia w rynku mocy przez jednostki wytwórcze pod warunkiem złożenia oświadczenia o rezygnacji ze świadczenia na rzecz OSP usług systemowych. W odniesieniu do tego przepisu należy wyjaśnić, jaka jest intencja projektodawców.

6.

art. 15 ust. 2

Wykluczenie z tytułu świadczenia usług systemowych

Obecny zapis budzi niepewność co do możliwości zbyt szerokiego wykluczenia jednostek wytwórczych świadczących różne usługi systemowe z rynku mocy, co może prowadzić do wniosku, że jednostki świadczące dowolne usługi systemowe nie mogą liczyć na pomyślne przejście certyfikacji.

W celu uzyskania większej pewności prawnej proponujemy, żeby lista usług wykluczających była uszczegółowiana na poziomie rozporządzenia ministra właściwego do spraw energii i odpowiedni zapis brzmiał:

„Dostawca mocy nie może otrzymać certyfikatu, o którym mowa w art. 14 ust. 3 dla jednostki rynku mocy wytwórczej, która świadczy na rzecz operatora usługi systemowe, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 8 ustawy Prawo energetyczne, wiążące się
z pozostawaniem w wyłącznej dyspozycji operatora w celu dostarczania energii lub mocy na potrzeby zarządzania ograniczeniami systemowymi lub bilansowania systemu elektroenergetycznego, w tym odtwarzania rezerw zdolności wytwórczych, bez prawa sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. Minister właściwy do spraw energii wyda rozporządzenie zawierające listę usług systemowych uniemożliwiających otrzymanie certyfikatu.

7.

art. 15 ust. 3

Uwzględniając uwagi do art.15 ust. 2, uważamy, że tego rodzaju regulacje, o ile są niezbędne, powinny zostać ujęte w ustawie lub rozporządzeniu ministra właściwego do spraw energii. Regulacja taka powinna precyzować nie tylko rodzaje usług wykluczających jednostki, ale też uwzględniać poziomy mocy w każdym przypadku, kiedy na rzecz usługi systemowej nie jest angażowana cała moc jednostki - taka jednostka powinna uzyskać certyfikat.

W przypadku pozostawienia dotychczasowej regulacji, nieodzownym jest podanie w ustawie, w jakim terminie ma być wydane oświadczenie Prezesa URE

8.

art. 16

Brak dokładnej definicji jednostek nowych, istniejących, modernizowanych.

Projekt ustawy nie zawiera definicji kluczowych kategorii jednostek rynku mocy czyli definicji jednostek nowych, istniejących
i modernizowanych (ust.7). Definicja tych jednostek powinna zostać określona w ustawie. Zgodnie z art. 16  to Operator kwalifikuje daną jednostkę do kategorii jednostek istniejących, nowych czy modernizowanych. Udział w danej kategorii determinuje późniejsze prawa i obowiązki uczestników rynku mocy.

9.

art. 16 ust. 4, art. 68 i art. 73

Ramy czasowe rynku mocy 

Zgodnie z art. 68 projektu ustawy okresami dostaw dla aukcji pierwszej i drugiej jest odpowiednio rok 2021 i 2022. Zgodnie z art. 73 Rada Ministrów, nie później niż w 2024, na podstawie odpowiednich analiz może przedstawić propozycje zniesienia rynku mocy.

Powyższe przepisy budzą wątpliwości odnośnie długości ram czasowych rynku mocy. W związku z tym powinny zostać doprecyzowane. Obecna redakcja może sugerować, że uczestnicy rynku otrzymują zapewnienie jedynie 2 letniego okresu  funkcjonowania rozwiązań rynku mocy dla jednostek istniejących niemodernizowanych. Rozumiemy, że w czasie tych dwóch lat jednostki modernizowane mogą rozpocząć 5-letni, a nowe 15-letni okres  funkcjonowania w rynku mocy (art.16 ust.4).

Zgodnie z założeniami projektu rynku mocy, przygotowywane rozwiązania miały m.in. tworzyć warunki do podejmowania decyzji
o modernizacji i budowie nowych mocy wytwórczych. Ponieważ przygotowanie i realizacja nowych inwestycji jest procesem wieloletnim i kosztownym, natomiast modernizacja wiąże się również z istotnymi nakładami kapitałowymi istotną cechą rozwiązań składających się na rynek mocy powinno być wskazanie co najmniej 10 letniego okresu, w którym podjęcie decyzji inwestycyjnej gwarantować będzie udział w rynku mocy. Rozwiązania prawne rynku mocy powinny wyraźnie określić znacznie dłuższy niż 2 lata czas obowiązywania, a więc okres w którym planowane jest organizowanie aukcji mocy z gwarancją płatności za dostawy w dłuższej perspektywie.

10.

art. 9, art.14 oraz art. 22

Artykuł ten stanowi, że Operator prowadzi proces certyfikacji w celu pozyskania informacji o podaży mocy w systemie elektroenergetycznym oraz ilości i rodzaju jednostek planujących uczestniczyć w rynku mocy. Zawarte w tym artykule stwierdzenie w żaden sposób nie uzasadnia domagania się przez operatora szczegółowych informacji wymaganych w procesie certyfikacji ogólnej, w tym np. informacji o średnioterminowych planach ubiegania się o pomoc publiczną, szczególnie przy gwarantowaniu 2-letniego okresu funkcjonowania rynku mocy. Niezasadne jest żądanie przez Operatora powtórzenia wielu z tych informacji w certyfikacji do aukcji głównej i/lub dodatkowej, a ponadto wymaganie podania szczegółowych informacji o kosztach operacyjnych stałych, zmiennych oraz kapitałowych. Jaki jest w takim razie cel aukcji, czyli przetargu na dostawę mocy, jeśli operator posiada wszystkie dane, a o wyniku aukcji decyduje jedna cena?

Uważamy, że podawanie tak szczegółowych informacji nie znajduje uzasadnienia i jest niepotrzebnym obciążeniem administracyjnym. Informacje o zapasach paliwa, wskaźnikach emisji CO2 i innych zanieczyszczeń (jakich?) wykraczają poza cel ustanawiania rynku mocy. Dostawca mocy, przystępując do aukcji, ustala cenę swojej jednostki biorąc pod uwagę wszystkie uwarunkowania techniczne i regulacyjne. Natomiast za brak gotowości do świadczenia zadeklarowanej mocy są bardzo wysokie kary finansowe.

Reasumując, zakres wymaganych danych jest zbyt szeroki i nie znajduje uzasadnienia w kontekście konkurencyjnego postępowania aukcyjnego służącego do pozyskania obowiązku mocowego i dążenia rządu do nie obciążania przedsiębiorstw nieuzasadnionymi obciążeniami administracyjnymi.

11.

art. 21

Zgodnie z art. 21 projektu ustawy, udział dostawcy mocy w aukcji, do której otrzymał certyfikat jest obowiązkowy w przypadku aukcji głównej.

Przyjęcie takiego podejścia jest zbyt daleko idące. Zmusza ono podmioty do przyjęcia rozwiązań rynku mocy wkraczając zbyt mocno w zasady swobody działalności gospodarczej. Tymczasem niewywiązanie się z obowiązku mocowego zagrożone jest karami. Obligatoryjny udział w rynku mocy pozbawić może również podmioty  możliwości korzystania z innych rozwiązań dostępnych
na rynku dostosowanych do modelu działania danego podmiotu.

Postulujemy rezygnację z obowiązku uczestnictwa w aukcji głównej rynku mocy.

12.

art. 22

Przepisy ust. 2 są niejasne i wymagają doprecyzowania/zmiany. Parametrem głównym w aukcji powinna być  cena oferowanej mocy, a nie wielkość mocy w nowych i modernizowanych jednostkach.

13.

art. 36 i 37 oraz 44

Kary za niewykonanie obowiązku mocowego są zdecydowanie za wysokie, a zapisy art.44 ust.4 stanowią, że usprawiedliwieniem dla niedostarczenia mocy nie może być nawet siła wyższa. Ten zapis powinien ulec zmianie, a kary powinny być istotnie obniżone.

Art. 36 mówiący o maksymalnej wysokości kary jest niejasny. Nie ma uzasadnienia, aby wysokość kary była kształtowana na podstawie wyższej z dwóch cen (z aukcji głównej i dodatkowej, w której brał udział dostawca mocy). Dana jednostka rynku mocy uczestniczy (z sukcesem, czyli z podpisaniem umowy mocowej) tylko w jednej aukcji.

14.

art. 38 w powiązaniu z art. 47

Przenoszenie obowiązku mocowego

Przepis art. 47 wskazuje na możliwość realokacji różnych jednostek rynku mocy, w tym należy przyjąć, że także jednostek tego samego dostawcy, natomiast przepis art. 38 ust 1 p 1) mówi o przenoszeniu na rzecz innego dostawcy.

Proponuje się nadać temu punktowi następujące brzmienie:

„Art. 38. 1. W ramach transakcji na rynku wtórnym dostawca mocy może:

1) po zakończeniu aukcji dodatkowej  -  przenosić na rzecz innej jednostki rynku mocy  obowiązek mocowy w części lub w całości,
w odniesieniu do całości okresu  dostaw lub jego części, z zastrzeżeniem,  że przedmiotem obrotu może być wyłącznie  przyszła  część  okresu  dostaw (obrót obowiązkiem mocowym)"

Zaproponowana korekta przepisu zapewni spójność regulacji i potwierdzi możliwości realokacji np. w przypadku jednostek kogeneracyjnych jednego dostawcy mocy zasilających jeden system ciepłowniczy.

15.

art. 44 ust 3 pkt 1)

Uwzględnianie niedyspozycyjności jednostek wytwórczych

Rynek mocy powinien stwarzać warunki dla efektywnego pozyskiwania mocy niezbędnej dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego i w związku z tym powinien stwarzać równe warunki konkurowania jednostek rynku mocy.

W szczególności w przypadku jednostek wytwórczych oczekujemy jednakowego traktowania wszystkich z punktu widzenia niedyspozycyjności w wyniku remontów planowanych

W związku z tym proponujemy następujący zapis rozszerzający obecny pkt 1):

"1) niedyspozycyjność w wyniku uzgodnionego z operatorem planowanego postoju remontowego jednostki,

a) o której mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne,

b) innej jednostki, o ile takie uzgodnienie nastąpi do końca roku poprzedzającego Okres Dostaw"

16.

art. 46

Proponujemy następującą treść tego artkułu: „Art. 46. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego pomniejsza się w taki sposób, aby zapobiec niezasadnemu wsparciu wynikającemu z łączenia przychodów z pomocy publicznej o której mowa w art. 13 ust. 1 pkt 5. Minister właściwy do spraw energii wyda rozporządzenie określające szczegółowe zasady obliczania pomocy publicznej".

17.

art. 60

Zakres Regulaminu rynku mocy

Zakres spraw ustalanych przez operatora w regulaminie rynku mocy powinien obejmować tylko kwestie techniczne i operacyjne związane z realizacją aukcji rynku mocy oraz realizacją zobowiązań mocowych.

W związku z powyższym wnioskujemy o wykreślenie z zakresu regulaminu postanowień punktu 1) dotyczących współpracy operatora z pozostałymi uczestnikami rynku mocy i odpowiednie przeniesienie jego zapisów do odpowiedniego rozporządzenia wydanego przez ministra odpowiedniego do spraw energii.

18.

art.61 i 70

Zatwierdzenie regulaminu rynku mocy

Art. 61 stanowi, że Prezes URE może zatwierdzić regulamin rynku mocy lub odmówić zatwierdzenia. Art.70 nie daje Prezesowi URE możliwości odmowy zatwierdzenia regulaminu i zobowiązuje do zatwierdzenia Regulaminu w ciągu miesiąca. Postulujemy wykreślenie zobowiązania Prezesa URE do zatwierdzenia pierwszego Regulaminu do 31 grudnia 2017 i poprzestanie w tym zakresie na regulacjach art. 61. W związku z tym art. 70 miałby brzmienie:

„Art. 70. Operator opracuje i przedłoży Prezesowi URE do zatwierdzenia regulamin rynku mocy, o którym mowa w art. 57, w terminie do 30 listopada 2017 r.".

19.

art. 65

Modyfikacje zasad ustawy - Prawo ochrony środowiska, jakie zaproponowano w projekcie ustawy o rynku mocy są niezwykle istotne. Mogą one dotyczyć zarówno środowiskowych warunków wykonywania działalności określanych w pozwoleniu zintegrowanym, jak również problematyki sankcji administracyjnych.  Projekt reguluje te kwestie w art. 65. Obecna redakcja tego przepisu wymaga doprecyzowania. Obecnie nie jest jasne, jaki jest cel projektodawcy. W szczególności nie jest jasne czy zmiany wprowadzane w art. 65 mają wyeliminować ryzyko administracyjnej decyzji dotyczącej wstrzymania pracy instalacji (o czym mówią art. 367 i 368 POŚ), czy też chodzi o kary za naruszenie warunków pozwolenia zintegrowanego?

20.

art. 68

Publikacja pierwszych współczynników korekcyjnych

Zgodnie z uzasadnieniem do zmian w art. 14 ust 7, zgodnie z którym decydującą rolę w określeniu współczynników powinien odgrywać minister właściwy do spraw energii,  proponujemy wykreślenie  z ust. 1 punktu 3, w związku z tym przepis ust. 1 będzie następujący:

„Art. 68. 1. W terminie 30 dni od dnia wejścia w życie ustawy operator ogłasza:

1) datę pierwszej i drugiej aukcji głównej;

2) datę pierwszej i drugiej aukcji dodatkowej;"