Rynek mocy jest mechanizmem rynkowym, którego celem jest zapewnienie wymaganego średnio- i długoterminowego poziomu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, w sposób efektywny kosztowo, niedyskryminacyjny i zgodny z zasadami zrównoważonego rozwoju.

news 

 

17 października 2023 

Reforma EMD - Rada osiągnęła porozumienie aby wprowadzić wyjątek od wymagań dotyczących tak zwanego EPS 550, skreślono ponadto zapisy o tymczasowym charakterze mechanizmów mocowych. 

Reform of electricity market design: Council reaches agreement

Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulations (EU) 2019/943 and (EU) 2019/942 as well as Directives (EU) 2018/2001 and (EU) 2019/944 to improve the Union’s electricity market design - Council general approach

Rynek mocy jest odrębnym segmentem dwutowarowego rynku energii elektrycznej (obok rynku energii).

Nowa usługa - obowiązek mocowy - polega na:
- pozostawaniu przez jednostkę rynku mocy w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu, oraz
- zobowiązaniu do dostawy określonej mocy do systemu w okresie zagrożenia.

 

Podstawy prawne polskiego rynku mocy

 

Głównymi podstawami prawnymi funkcjonowania rynku mocy w Polsce są:

1. Decyzja Komisji Europejskiej z dnia 7 lutego 2018 r. o rynku mocy w Polsce (State aid No. SA.46100 (2017/N), C(2018) 601 final), 

2. Ustawa z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz.U. z 2018 r., poz. 9).

Ważnym dokumentem jest również Regulamin rynku mocy, który zawiera m.in.: szczegółowe warunki współpracy PSE S.A. z pozostałymi uczestnikami rynku mocy, zasady funkcjonowania rejestru, przebiegu certyfikacji, aukcji, ogłaszania okresów zagrożenia oraz zasady rozliczeń na rynku mocy.

Regulamin rynku mocy jest zatwierdzany na wniosek Operatora Systemu Przesyłowego (OSP - PSE S.A.) przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE).

 

Cechy polskiego rynku mocy

 

Najważniejsze cechy rynku mocy w Polsce to:

  • jest neutralny technologicznie, dzięki czemu stwarza jednolite warunki konkurencji wszystkim technologiom produkcji energii elektrycznej oraz DSR (Demand Side Response), przy uwzględnieniu stopnia, w jakim poszczególne technologie przyczyniają się do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw oraz pod warunkiem spełnienia wymagań określonych w przepisach ustawy,
  • premiuje jednostki rynku mocy, które dostarczają moc w okresach zagrożenia, czyli w okresach, w których zostało zidentyfikowane ryzyko utraty ciągłości dostaw w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE);
  • funkcjonuje równolegle do rynku energii elektrycznej i nie wprowadza ograniczeń w kształtowaniu cen na rynku energii elektrycznej (ceny te są kształtowane na podstawie relacji popytu i podaży na energię elektryczną);
  • jest rynkiem terminowym, gdzie fizyczna dostawa mocy następuje po realizacji głównych procesów handlowych;
  • stwarza warunki do stabilnego funkcjonowania istniejących źródeł wytwórczych oraz do ich modernizacji, o ile źródła te są niezbędne dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw;
  • zapewnia sygnały cenowe mające na celu skoordynowanie podejmowania decyzji o budowie nowych mocy wytwórczych, jak również wycofaniu z eksploatacji określonych zasobów wytwórczych;
  • ogranicza zjawisko cyklu inwestycyjnego, widoczne w cenach energii dla odbiorcy końcowego na jednotowarowym rynku energii elektrycznej, ponieważ decyzje o inwestycjach i wycofaniach są koordynowane przez rynek mocy;
  • stwarza warunki do rozwoju usług redukcji zapotrzebowania (DSR), zarówno poprzez udział DSR w procesach rynku mocy, jak również poprzez świadczenie usług DSR u odbiorców przemysłowych w celu obniżenia ich szczytowego zapotrzebowania na moc (patrz Projekt Krajowego planu na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030, Ministerstwo Energii, 15 stycznia 2019).

Rynek pierwotny ma formę aukcji z operatorem systemu przesyłowego (OSP), jako jedynym kupującym. Wybór jednostek rynku mocy, które za odpowiednim wynagrodzeniem będą oferować nową usługę, dokonywany jest w wyniku aukcji typu holenderskiego tj. aukcji składających się z wielu rund z ceną malejącą.

Aukcje mocy dla jednostek zlokalizowanych w Polsce poprzedzone są dwuetapowym procesem certyfikacji, w skład którego wchodzą:

  • certyfikacja ogólna oraz
  • certyfikacja do aukcji głównej i aukcji dodatkowych (zwana dalej „certyfikacją główną”).

Jednostki rynku mocy, które zostaną dopuszczone do udziału w aukcji, po pozytywnym zakończeniu procesu certyfikacji ogólnej a następnie procesu certyfikacji do aukcji głównej, będą opuszczać aukcję, kiedy cena kolejnej rundy nie będzie już zapewniać ich oczekiwanego wynagrodzenia za moc. W efekcie, aukcje będą wygrywać najtańsze oferty przy zachowaniu neutralności technologicznej (Sprawozdanie z działalności Prezesa URE 2018 r., Urząd Regulacji Energetyki, kwiecień 2019, s. 19, 20).

Rynek pierwotny składa się z aukcji głównej, która odbywa się na cztery lata przed fizyczną dostawą oraz aukcji dodatkowej, która odbywa się na rok przed fizyczną dostawą.

Jako uzupełnienie rynku pierwotnego, w celu umożliwienia ograniczenia ryzyka uczestników rynku mocy, przewidziano rynek wtórny, na którym przedmiotem obrotu są obowiązki mocowe certyfikowanych jednostek rynku mocy.

W 2018 r. odbyły się 3 akcje mocy na lata dostaw 2021, 2022 i 2023. W art. 29 ust. 3 ustawy o rynku mocy przewidziano organizowanie w latach 2019 - 2025 co roku jednej aukcji głównej na okresy dostaw przypadające odpowiednio na lata 2024 - 2030. Parametry aukcji zostaną określone przez ministra właściwego ds. energii, po zasięgnięciu opinii Prezesa URE, w rozporządzeniu wydanym na podstawie art. 34 ustawy o rynku mocy.

 

Role poszczególnych podmiotów na rynku mocy

 

Ustawa o rynku mocy ustanawia PSE S.A. „gospodarzem” rynku mocy (Sprawozdanie z działalności Prezesa URE 2018 r., Urząd Regulacji Energetyki, kwiecień 2019, s. 19).

Kompetencje Prezesa URE w świetle ustawy o rynku mocy to w szczególności:

  • zatwierdzenie Regulaminu Rynku Mocy przedłożonego przez PSE S.A.,
  • rozstrzyganie sporów w sprawach wskazanych w ustawie dotyczących m.in. procesów certyfikacji oraz aukcji mocy (art. 79),
  • monitorowanie przebiegu certyfikacji procesów zachodzących na rynku mocy (m.in. certyfikacji ogólnej, certyfikacji do aukcji i aukcji dodatkowych, aukcji wstępnej, przebiegu i wyników aukcji),
  •  opiniowanie parametrów aukcji,
  • uprawnienie do wstrzymania, wznowienia oraz unieważnienia aukcji mocy,
  • uprawnienie do wymierzania kar pieniężnych.

Obok PSE S.A. i URE w rynku mocy uczestniczą:

  • właściciel jednostki fizycznej,
  • dostawca mocy - właściciel jednostki rynku mocy, podmiot będący właścicielem jednostek fizycznych tworzących jednostkę rynku mocy lub podmiot upoważniony przez właścicieli tych jednostek fizycznych do dysponowania nimi na rynku mocy,
  • zarządca rozliczeń,
  • operator systemu dystrybucyjnego (OSD),
  • Minister właściwy ds. energii,
  • Prezes Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów.

Polski rynek mocy jest otwarty dla zagranicznych mocy wytwórczych z sąsiednich krajów UE, których systemy elektroenergetyczne są połączone z polskim systemem elektroenergetycznym, w następujący sposób:

  • jako „rozwiązanie docelowe” – oparte na bezpośrednim uczestnictwie jednostki fizycznej – możliwe dla zagranicznej jednostki fizycznej po uzgodnieniu przez PSE z odpowiednim sąsiednim OSP (lub odpowiednimi OSP w przypadku profilu synchronicznego) zasad współpracy, w tym zasad certyfikacji jednostek, testowania dyspozycyjności, wynagradzania itp. 
  • jako „rozwiązanie pomostowe” – oparte na udziale połączenia międzysystemowego – przed wdrożeniem rozwiązania docelowego. 

Szczegółowy opis udziału zagranicznych zdolności wytwórczych zawarty jest w decyzji KE (pomoc państwa nr SA.46100 (2017/N), pkt 2.5).

Magazyn energii traktowany jest jako jednostka wytwórcza, a więc może uczestniczyć w rynku mocy jako fizyczna jednostka wytwórcza lub część jednostki DSR (część instalacji odbiorcy końcowego).

 

Obowiązek sprawozdawczy REMIT w odniesieniu do transakcji zawieranych na rynku mocy

 

Wg stanowiska PSE S.A. z dnia 25 marca 2019 r. dotyczącego obowiązku sprawozdawczego wynikającego z art. 8 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 z 25 października 2011 r. w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii (REMIT) w odniesieniu do transakcji zawieranych na rynku mocy:

„obowiązek sprawozdawczy, o którym mowa w art. 8 REMIT nie znajduje zastosowania do transakcji zawieranych na rynku mocy, ponieważ ich przedmiotem nie są produkty energetyczne sprzedawane w obrocie hurtowym w rozumieniu REMIT.

W opinii PSE S.A., transakcje zawierane na rynku mocy nie są również kontraktami na usługi bilansujące w zakresie energii elektrycznej w rozumieniu Rozporządzenia Wykonawczego Komisji (UE) nr 1348/2014 z dnia 17 grudnia 2014 r. w sprawie przekazywania danych wdrażającego art. 8 ust. 2 i 6 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii i nie podlegają obowiązkowi sprawozdawczemu na żądanie ACER, wynikającemu z art. 4 ww. rozporządzenia”.

Europejska Agencja ds. Współpracy Regulatorów Energii (ACER) w Wytycznych w sprawie stosowania REMIT (3 edycja z dnia 29 października 2013 r., s. 16) zajęła stanowisko, iż rynki mocy stanowią hurtowe rynki energii w rozumieniu REMIT w zakresie w jakim stanowią miejsce obrotu dla produktów energetycznych w obrocie hurtowym (“generation capacity markets and capacity remuneration mechanisms, where in place, shall be considered wholesale energy markets according to REMIT in so far as wholesale energy products are traded in such markets”).

 

Kwestie pomocy publicznej

 

Płatności za spełnienie obowiązku mocowego stanowią pomoc publiczną. Ustawa o rynku mocy była przedmiotem procesu notyfikacyjnego, Komisja Europejska zatwierdziła program pomocowy Decyzją z dnia 7 lutego 2018 r. (State aid No. SA.46100 (2017/N), C(2018) 601 final).

Polski mechanizm mocy wytwórczych został zatwierdzony na okres 10 lat z obowiązkiem regularnej oceny potrzeby jego utrzymania, jak również z obowiązkiem dostosowania go do przepisów Rozporządzenia (UE) 2019/943 zawartych w art. 22 ust. 5.

 

EPS 550

 

W zakresie tzw. EPS 550 stosowne przepisy zawarte są w artykułach 21, 22 i 26 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej.

Przepisy ww. rozporządzenia wymagają zmian w szczególności w zakresie ograniczenia udziału w mechanizmach mocowych jednostek emitujących powyżej 550 g CO2 pochodzącego z paliw kopalnych na kWh wytworzonej energii elektrycznej oraz średniorocznie powyżej 350 kg CO2 pochodzącego z paliw kopalnych na kW mocy elektrycznej zainstalowanej:

  • od dnia 4 lipca 2019 r. wykluczają z uczestnictwa w rynku mocy nowe jednostki wytwórcze (nieprowadzące produkcji komercyjnej przed tą datą) emitujące więcej niż 550 g CO2/kWh,
  • od dnia 1 lipca 2025 r. wykluczają z uczestnictwa w rynku mocy także jednostki istniejące (prowadzące produkcję komercyjną przed 4 lipca 2019 r.) emitujące więcej niż 550 g CO2/kWh oraz ponad 350 kg CO2/kW (średnio w skali roku).

Przepisy przedmiotowego rozporządzenia zachowują w mocy umowy mocowe zawarte przed 31 grudnia 2019 r. Szacunkowa ocena wpływu tych przepisów na system elektroenergetyczny w Polsce została zawarta w sporządzonym przez PSE S.A. w grudniu 2019 r. Projekcie planu rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2021-2030 (Wersja przeznaczona do konsultacji z zainteresowanymi Stronami), gdzie, na stronach 19 - 21 wskazano:

Istotną kwestią determinującą terminy odstawień źródeł jest możliwość korzystania z mechanizmów mocowych dla jednostek wytwórczych cieplnych po 01.07.2025 r. W zakresie JWCD szacuje się, że w przypadku możliwości funkcjonowania tych mechanizmów po 01.07.2025 r. dla jednostek wytwórczych cieplnych emitujących więcej niż 550 g CO2 na kWh i więcej niż 350 kg CO2 średniorocznie na każdy kW mocy zainstalowanej elektrycznej, do 2030 r. wycofanych zostanie około 3 GW mocy zainstalowanej. Kumulacja odstawień jednostek wytwórczych z eksploatacji nastąpi dopiero w latach 2030-2040, kiedy przestaną działać źródła o dodatkowej sumarycznej mocy rzędu 15 GW.

W przypadku braku mechanizmów mocowych od 01.07.2025 dla jednostek wytwórczych cieplnych emitujących więcej niż 550 g CO2 na kWh i więcej niż 350 kg CO2 średniorocznie na każdy kW mocy zainstalowanej elektrycznej przewiduje się, że już około 2025 r. wyłączonych zostanie w przybliżeniu 4,9 GW zainstalowanej mocy elektrycznej netto, co przekładać się będzie bezpośrednio na istotne pogorszenie wskaźników wystarczalności generacji w KSE.”

“Według pozyskanych w drodze ankietyzacji sektora wytwórczego informacji dotyczących nJWCD cieplnych, istniejące jednostki będą systematycznie odstawiane. Wyłączenia w latach 2019-2050 mają obejmować około 3,85 GW mocy netto, z czego około 62,5% stanowią wyłączenia jednostek opalanych węglem kamiennym, około 30% jednostki opalane gazem natomiast reszta wyłączana będzie w jednostkach opalanych pozostałymi paliwami, w tym węglem brunatnym.”

W lipcu 2020 r. opublikowano projekt ustawy o zmianie ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy w celu zapewnienia zgodności przepisów tej ustawy z przepisami ww. rozporządzenia 2019/943. Uzasadnienie projektu tej ustawy (wersja z dnia 23 lipca 2020 r.) szacuje, że jednostki wytwórcze emitujące powyżej 550 g CO2/kWh:
- stanowią większość pośród wszystkich jednostek wytwórczych w krajowym systemie elektroenergetycznym,
- stanowią większość pośród wszystkich jednostek uczestniczących dotychczas w rynku mocy,
- do czasu transformacji sektora elektroenergetycznego jednostki te są istotne dla zachowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.

Ww. uzasadnienie wskazuje, że „kontynuacja rynku mocy w wypracowanej formule nie jest możliwa” i wymagane jest dostosowanie przepisów krajowych do przepisów rozporządzenia 2019/943; jednakże „przyszłe funkcjonowanie jednostek emitujących powyżej 550g CO2/kWh będzie przedmiotem odrębnych prac analitycznych i legislacyjnych” a „przedłożony projekt ustawy będzie obejmował wyłącznie zmiany niezbędne dla wdrożenia przepisów ww. rozporządzenia”.

Zrezygnowano z dopuszczenia do udziału w rynku mocy jednostek emitujących powyżej 550g CO2/kWh i średniorocznie poniżej 350 kg CO2/kW („dla zachowania stymulującej roli rynku mocy w odniesieniu do nowych mocy wytwórczych (spełniających nowe limity emisji) przepisy rozporządzenia 2019/943 zostaną wdrożone w sposób, który nie będzie pozwalał na bezpośrednią konkurencję pomiędzy źródłami niskoemisyjnymi a jednostkami emitującymi powyżej 550g CO2/kWh").

Zrealizowano to następujący sposób:

1. rozszerzono zakres definicji ustawowych o definicje jednostki wytwórczej, limitu emisji oraz rozpoczęcia komercyjnej produkcji, które są stosowane w kolejnych punktach ustawy:
- limit emisji został zdefiniowany jako limit emisji wynoszący 550 g CO2 pochodzącego z paliw kopalnych na kWh wytworzonej energii elektrycznej,
- rozpoczęcie komercyjnej produkcji zostało zdefiniowane jako dzień rozpoczęcia pracy jednostki wytwórczej, zgodnie z jej przeznaczeniem, po osiągnięciu stanu, w którym eksploatacja (praca) tej jednostki jest dopuszczalna pod względem prawnym i technicznym;

2. zdefiniowano limit emisji 550g CO2/kWh wraz ze wskazaniem sposobu obliczania emisji na potrzeby weryfikacji spełnienia tego limitu;

3. rozszerzono zakres niezależnej ekspertyzy potwierdzającej realizację zakresu rzeczowego inwestycji oraz spełnienie odpowiednich norm emisyjnych, o dodatkowy element potwierdzający spełnienie limitu 550g CO2/kWh;

4. szczegółowo uregulowano możliwość korekty mocy osiągalnej nowej jednostki rynku mocy wytwórczej o nie więcej niż 5% w przypadku kiedy po zrealizowaniu inwestycji stwierdzone zostanie, że moc osiągalna netto odbiega od wielkości, które było przewidywane na etapie planowania, dodatkowo, w celu wsparcia transformacji sektora elektroenergetycznego w kierunku zmniejszenia jego emisyjności, wprowadzono przepisy, które pozwalają w odniesieniu do nowej jednostki rynku mocy wytwórczej niespełniającej limitu emisji 550g CO2/kWh posiadającej zawartą umowę mocową, na zmianę technologii wytwarzania energii elektrycznej na technologię niskoemisyjną - w takim przypadku dopuszczalna jest także zmiana mocy osiągalnej tej jednostki o nie więcej niż 20%;

5. wprowadzono mechanizm weryfikacji ex-post spełnienia limitu 550g CO2/kWh przez każdą jednostkę rynku mocy, przy czym w przypadku stwierdzenia, że dana jednostka rynku mocy w danym roku dostaw nie spełniła tego limitu, jako gwarancję wdrożenia art. 22 ust. 4 rozporządzenia 2019/943 przewidziano mechanizm zatrzymania i zwrotu wynagrodzenia oraz premii należnych za ten rok dostaw, w ramach przedmiotowego przepisu uwzględniono także, że zwrot wynagrodzenia nie dotyczy wynagrodzenia należnego za wykonywanie obowiązku mocowego objętego prawami nabytymi zgodnie z art. 22 ust. 5 rozporządzenia 2019/943;
6. wprowadzono przepisy uniemożliwiające udział jednostek niespełniających limitu 550g CO2/kWh w certyfikacjach do aukcji w celu udziału w aukcjach mocy, niemniej jednak w celu zachowania możliwości realizacji już zawartych umów mocowych w sytuacji małej podaży jednostek spełniających przedmiotowy limit przewidziano możliwość certyfikacji jednostek niespełniających limitu 550g CO2/kWh do udziału wyłącznie w rynku wtórnym, co pozwoli na późniejszy udział w mechanizmie realokacji – bez wypłaty wynagrodzenia;
7. realizując przepisy rozporządzenia 2019/943, uchylono przepisy uniemożliwiające jednoczesny transgraniczny udział w wielu mechanizmach mocowych oraz dodano niezbędne elementy dla zastosowania limitu emisji 550g CO2/kWh w odniesieniu do jednostek oddanych do eksploatacji po dniu 3 lipca 2019 r. oraz jednostek redukcji zapotrzebowania;
8. rozszerzono zawartość wniosków o certyfikację o elementy niezbędne do identyfikacji jednostek niespełniających limitu emisji 550g CO2/kWh;

9. doprecyzowano własność środków pozyskanych w związku z zatrzymaniem lub cofnięciem wynagrodzenia lub premii w związku z niespełnieniem limitu 550g CO2/kWh;
10. rozszerzono zawartość regulaminu rynku mocy o ustalenie trybów składania i rozpatrywania nowowprowadzonych wniosków i oświadczeń dotyczących korekty mocy osiągalnej i zmiany paliwa w przypadku nowych jednostek rynku mocy wytwórczych oraz związanych z weryfikacją ex-post spełnienia limitu 550g CO2/kWh;
11. rozszerzono katalog kar, które mogą zostać nałożone przez Prezesa URE o karę związaną z przekazywaniem danych nieprawdziwych lub niepełnych podczas składania oświadczenia dotyczącego weryfikacji spełnienia ex-post limitu 550g CO2/kWh;
12. wprowadzono przepisy przejściowe zapewniające utrzymanie praw nabytych zgodnie z art. 22 ust. 5 rozporządzenia 2019/943 oraz wprowadzeniem przepisów tego rozporządzenia w zakresie limitu emisji 550g CO2/kWh począwszy od 1 lipca 2025 r.;
13. doprecyzowano, że wprowadzone przedmiotową ustawą przepisy wspierające realizację nowych jednostek wytwórczy dotyczą także, w wskazanym w tym przepisie zakresie, już zawartych umów mocowych.

17 października 2023 r. w ramach tzw. reformy Electricity Market Design (EMD) Rada osiągnęła porozumienie (Council general approach as regards Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulations (EU) 2019/943 and (EU) 2019/942 as well as Directives (EU) 2018/2001 and (EU) 2019/944 to improve the Union’s electricity market design) aby w Rozporządzeniu 2019/943:

  • wprowadzić wyjątek od wymagań dotyczących EPS 550 (do 31 grudnia 2028 r., z zastrzeżeniem dodatkowych warunków określonych w uzupełnionym art. 64);
  • skreślić zapisy o tymczasowym charakterze mechanizmów mocowych (skreślenie lit. a) w art. 21 ust. 1).

 

Rynek pierwotny i wtórny


Rynek mocy składa się z rynku pierwotnego i wtórnego. Rynek pierwotny składa się z:

  • aukcji głównej dla danego roku dostaw n przeprowadzonej w ciągu ostatnich dwóch miesięcy roku n-5;
  • aukcji dodatkowej na dany rok dostaw n, składającej się z czterech jednoczesnych aukcji (każda na odrębny kwartał roku dostaw) przeprowadzonych w I kwartale roku n-1.

Rynek pierwotny mocy uzupełnia rynek wtórny umożliwiający obrót wtórny oraz realokację po zakończeniu rynku pierwotnego.

Mając na uwadze powyższe, z punktu widzenia terminów realizacji i celu obrotu transakcje na wtórnym rynku mocy obejmują dwa podstawowe typy umów: 

1) przenoszenie obowiązku mocowego jednostki rynku mocy w całości lub w części na jednostkę rynku mocy innego dostawcy mocy w zakresie przyszłej części okresu dostaw, po zakończeniu aukcji dodatkowych (jako instrument do zarządzania ryzykiem niedyspozycyjności planowanej);

2) realokację wielkości wykonanego obowiązku mocowego pomiędzy jednostkami rynku mocy w zakresie niewykonania obowiązku mocowego przez jedną jednostkę rynku mocy oraz dostarczenia przez inną jednostkę mocy ponad wielkość wymaganą w okresie zagrożenia - po jego zakończeniu (jako instrument zarządzania ryzykiem niedyspozycji nieplanowanej, zwykle dotyczący mniejszych wolumenów mocy, na krótszy okres).

0B19B936 D122 4AC0 8255 389794C946DB    Linki

 

Electricity capacity markets

 

Strategic reserve as a capacity remuneration mechanism (CRM)

 

Rejestr Rynku Mocy, Portal Uczestnika Rynku Mocy - PURM (strona www PSE S.A.)

 

Rejestr Rynku Mocy - Instrukcje użytkownika (strona www PSE S.A.)

 

FAQ - Rynek Mocy (strona www PSE S.A.)

 

Rynek mocy, strona Urzędu Regulacji Energetyki

 

Regulamin Rynku Mocy, strona BIP URE

 

Rynek mocy, Ministerstwo Energii

 
Wtórny rynek mocy - czy znajdą się zainteresowani?, dr inż. Piotr Plis, Bartłomiej Dziubek, Energopomiar, 23.07.2020

 

Ustawa o rynku mocy jako nowy element architektury modelu polskiej elektroenergetyki, Marek Kulesa

 

Rynek mocy - pierwsze doświadczenia certyfikacji i aukcji, Marek Kulesa

 

Rynek mocy, Tauron Dystrybucja 

Transakcje obu wymienionych kategorii będą mogły się odbywać zarówno na rynkach zorganizowanych, jak i bezpośrednio pomiędzy dostawcami mocy. OSP nie jest podmiotem prowadzącym rynek wtórny, transakcje zawierane na tym rynku przez dostawców mocy wymagają jedynie zgłoszenia do rejestru rynku mocy. Udział w rynku wtórnym jest związany z procesem certyfikacji dostawców mocy. W certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych właściciel jednostki (fizycznej, fizycznej zagranicznej albo redukcji zapotrzebowania planowanej) lub podmiot przez niego upoważniony do dysponowania tą jednostką składa operatorowi m.in. wniosek o dopuszczenie do udziału w rynku wtórnym (art. 15 ust. 1 ustawy). Na podstawie ww. wniosku OSP wydaje certyfikat potwierdzający utworzenie jednostki rynku mocy, jeżeli właściciel jednostki fizycznej lub podmiot przez niego upoważniony złożył wniosek o jej utworzenie, oraz dopuszczający tę jednostkę rynku mocy do udziału w rynku wtórnym w odniesieniu do okresu dostaw, którego dotyczyła dana certyfikacja.

W zakresie szacunku opłacalności aktywnego udziału we wtórnym rynku mocy w literaturze (Wtórny rynek mocy - czy znajdą się zainteresowani?, dr inż. Piotr Plis, Bartłomiej Dziubek, Energopomiar, 23.07.2020, s. 7, 8) przywołano następujące okoliczności:

  • środki zebrane w postaci kar od podmiotów, które nie wywiązały się z obowiązków mocowych w okresach zagrożenia, po zakończeniu okresu dostaw (roku) będą przeznaczone na premię dla certyfikowanych jednostek rynku mocy, które w okresie zagrożenia wprowadziły do sieci moc w wysokości większej niż wynikająca z posiadanego obowiązku mocowego (premie będą przydzielane proporcjonalnie do udziału w nadwykonanym obowiązku mocowym w ciągu roku, przy czym maksymalna stawka premii za 1 MW nie może być większa niż dwukrotność stawki kary za 1 MW);
  • stawka premii za 1 MW może być w skali roku mniejsza niż stawka kary za 1 MW tylko w sytuacji, gdy jednostka rynku mocy osiągnęła limit kar (miesięczny bądź roczny) i dalej na wezwanie operatora nie dostarczała mocy w okresie zagrożenia. 

Powyższe uregulowania, wg ww. autorów, pociągają za sobą następujące skutki:

  • podmiot, którego jednostka rynku mocy nadwykonała obowiązek mocowy, nie ma interesu w realokacji obowiązku mocowego, ponieważ bardziej opłacalne jest poczekanie na zakończenie roku (okresu dostaw) i zainkasowanie premii, szczególnie jeśli prognozowana jest relatywnie niewielka liczba okresów zagrożenia;
  • występuje bardzo wysokie prawdopodobieństwo, że żadna JRM nie osiągnie limitu kar, a stawka premii za 1 MW będzie co najmniej równa stawce kary za 1 MW.

Ww. opracowanie z 23 lipca 2020 r. konkluduje, iż w tej sytuacji: 

  • żaden podmiot może nie być zainteresowany nabyciem realokowanego obowiązku mocowego, gdyż wynagrodzenie za jego przejęcie będzie mniejsze niż nagroda w postaci premii naliczonej z tytułu nadwykonania obowiązku mocowego;
  • zapewne dominującym rodzajem transakcji realokacji będą transakcje wewnątrz jednej grupy kapitałowej lub umowy między dwoma podmiotami na zasadzie barterowej;
  • w 2021 roku nie powinna pojawić się potrzeba wtórnego obrotu mocą na dużą skalę, ponieważ większość grup energetycznych jest w stanie sama zapewnić sobie rezerwę dla największego źródła wytwórczego;
  • w kolejnych czterech latach na rynku wtórnym będą jeszcze jednostki niespełniające limitów emisyjnych określonych przez Pakiet Zimowy, jednak od połowy 2025 roku znikną one z rynku, co może powodować większe trudności w pozyskaniu rezerwy dla źródeł wytwórczych posiadających umowę mocową;
  • zwiększający się udział jednostek DSR w rynku mocy będzie wpływać na zwiększenie wolumenu dostępnego na rynku wtórnym;
  • po niewywiązaniu się z obowiązku mocowego podczas okresu zagrożenia zawarcie transakcji na rynku wtórnym może okazać się trudne, ze względu na fakt, że podmiot, który nadwykonał obowiązek mocowy, może po prostu czekać na premię zamiast angażować się w transakcje na rynku wtórnym, z tego też powodu transakcje dotyczące przyszłej części obowiązku mocowego będą najprawdopodobniej dominującym rodzajem transakcji na wtórnym rynku mocy (pomijając realokacje wewnątrz grup kapitałowych).

Dodatkowo na opłacalność realokacji wpływają ewentualne opłaty transakcyjne dla platformy handlowej.

Uzasadnienie ww. projektu ustawy o zmianie ustawy o rynku mocy (wersja z dnia 23 lipca 2020 r.) wymienia następujące propozycje legislacyjne w zakresie wtórnego rynku mocy:

  • w celu zapewnienia większej płynności funkcjonowania rynku wtórnego, także na potrzeby realizacji już zawartych wieloletnich umów mocowych w sytuacji niskiej podaży jednostek spełniających limit 550g CO2/kWh, zdjęte zostaje ograniczenie, które nie pozwalało na przeniesienie obowiązku mocowego pomiędzy jednostkami rynku mocy należącymi do tego samego dostawcy mocy,
  • wprowadzono wyłączenie możliwości udziału jednostek niespełniających limitu 550g CO2/kWh z obrotu wtórnego, przy jednoczesnym umożliwieniu udziału w mechanizmie realokacji (tj. bez wynagrodzenia i bez zawierania umowy mocowej),
  • zapewniono możliwość pełnego udziału w rynku wtórnym przez jednostki, które zostały objęte obowiązkiem mocowym w toku aukcji mocy przed dniem 31 grudnia 2019 r., rozwiązanie to ma zapewnić utrzymanie praw nabytych zgodnie z przepisami art. 22 ust. 5 rozporządzenia 2019/943.

Zgodnie z Regulaminem Rynku Mocy na wtórnym rynku mocy obowiązują następujące zasady: 

1. na potrzeby transakcji na rynku wtórnym obowiązki mocowe mogą podlegać podziałowi zarówno w dziedzinie czasu, jak i w dziedzinie mocy; 

2. w wyniku transakcji na rynku wtórnym przenoszone są wyłącznie obowiązki mocowe poszczególnych jednostek rynku mocy, przy czym przeniesienie obowiązku mocowego na inną jednostkę rynku mocy pozostaje bez wpływu na cenę przenoszonego obowiązku mocowego; 

3. przeniesienie obowiązku mocowego jednej jednostki rynku mocy na inną jednostkę rynku mocy w wyniku zawarcia transakcji na rynku wtórnym traktowane jest jak:
- zmiana umowy mocowej jednostki rynku mocy, z której przenoszony jest obowiązek mocowy – jeżeli obowiązek mocowy przenoszony jest w części;

- rozwiązanie umowy mocowej, z której przenoszony jest obowiązek mocowy – jeżeli obowiązek mocowy przenoszony jest w całości; oraz

- zawarcie umowy mocowej – w odniesieniu do jednostki rynku mocy nieobjętej obowiązkiem mocowym, albo

- zmiana umowy mocowej – w odniesieniu do jednostki rynku mocy objętej umową mocową;

4. transakcje na rynku wtórnym zawierane są przez dostawców mocy w dowolnej formie, bez udziału OSP;

5. w celu przekazania do OSP informacji o zawarciu transakcji na rynku wtórnym, jeden z dostawców mocy dokonuje poprzez rejestr zgłoszenia tej transakcji, a dostawca mocy będący drugą stroną tej transakcji, z wykorzystaniem rejestru, potwierdza to zgłoszenie;

6. za moment przekazania do OSP informacji o zawarciu transakcji na rynku wtórnym przyjmuje się chwilę potwierdzenia zgłoszenia danej transakcji przez dostawcę mocy będącego drugą stroną transakcji objętej zgłoszeniem;

7. OSP weryfikuje przekazane zgłoszenia transakcji dotyczące tych samych jednostek rynku mocy w kolejności ich przekazania do OSP, począwszy od zgłoszeń przekazanych najwcześniej;

8. OSP weryfikuje przekazane zgłoszenie transakcji pod kątem spełnienia warunków, o których mowa w art. 48 ust. 1 i 2 ustawy oraz sprawdza czy osoba dokonująca zgłoszenia danej transakcji i osoba potwierdzająca to zgłoszenie posiadały, nadaną przez OSP, rolę oferenta w odniesieniu do dostawców mocy będących stronami danej transakcji;

9. w przypadku kiedy transakcja objęta przekazanym do OSP zgłoszeniem nie spełnia warunków, o których mowa w art. 48 ust. 2 ustawy, OSP, w terminie 3 dni roboczych od chwili zgłoszenia, wyraża sprzeciw wobec transakcji, z wykorzystaniem rejestru oraz poprzez automatyczne przesłanie wiadomości e-mail. W przypadku ww. sprzeciwu, transakcję uznaje się za nieskuteczną wobec OSP;

10. w przypadku kiedy zgłoszona do rejestru transakcja została zgłoszona przez osobę, która nie posiadała właściwego umocowania do reprezentowania dostawców mocy, transakcję uznaje się za nieskuteczną wobec OSP. OSP informuje o nieskuteczności transakcji z wykorzystaniem rejestru oraz poprzez automatyczne przesłanie wiadomości e-mail;

11. w przypadku wyrażenia przez OSP sprzeciwu wobec transakcji, stronom danej transakcji działającym łącznie przysługują uprawnienia określone w pkt. 19 – „Postępowanie reklamacyjne”.

Szczegółowe warunki zawierania transakcji na wtórnym rynku mocy określa datowany na 5 sierpnia 2021 projekt rozporządzenia Ministra Energii (w sprawie szczegółowych warunków i sposobu wykonania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz szczegółowych warunków zawierania transakcji na rynku wtórnym).

Zgodnie z ww. projektem:

- obrót wtórny obowiązkiem mocowym i realokacja wielkości wykonanego obowiązku mocowego odbywa się w odniesieniu do pełnych godzin;
- minimalna wielkość obowiązku mocowego przenoszonego w ramach obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym i rozliczanego w ramach realokacji wielkości wykonanego obowiązku mocowego wynosi 0,001 MW;
- w ramach obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym lub realokacji wielkości wykonanego obowiązku mocowego, każdy obowiązek mocowy może podlegać dowolnej liczbie podziałów;
- obowiązek mocowy jednostki rynku mocy może zostać przeniesiony na inną jednostkę rynku mocy, jeżeli przeniesienie tego obowiązku mocowego na jednostkę rynku mocy nie powoduje, że łączna wielkość obowiązków mocowych tej jednostki rynku mocy, na którą te obowiązki przeniesiono, przekracza, wynikającą z certyfikatu wydanego dla tej jednostki, wartość iloczynu mocy osiągalnej netto oraz korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności (ograniczenie to nie dotyczy realokacji wielkości wykonanego obowiązku mocowego).

 

Pozostałe zmiany ujęte w projekcie ustawy o zmianie ustawy o rynku mocy (wersja z dnia 23 lipca 2020 r.)

 

Dodatkowo, w związku z opóźnieniami wynikającymi m.in. z rozprzestrzeniania się wirusa SARS-CoV-2 oraz w celu wsparcia realizacji nowych źródeł wytwórczych, w tym w szczególności źródeł niskoemisyjnych i realizacji pozostałych wymogów rozporządzenia 2019/943, w projekcie ustawy o zmianie ustawy o rynku mocy (wersja z dnia 23 lipca 2020 r.):

- w związku z opóźnieniem we wdrażaniu w Polsce tzw. inteligentnego opomiarowania oraz utrudnioną wymianą układów pomiarowo-rozliczeniowych w związku z sytuacją epidemiczną dokonano zmiany terminu rozpoczęcia poboru opłaty mocowej z 1 października 2020 r. na 1 stycznia 2021 r. a także wprowadzono rozwiązanie, które w kontekście poboru opłaty mocowej traktuje najmniejszych odbiorców tj. zasilanych z sieci o napięciu do 1 kV i mocy do 16 kW innych niż odbiorcy w gospodarstwach domowych tak jak odbiorców pobierających energię elektryczną w gospodarstwach domowych (wg uzasadnienia projektu „przejście na ryczałtowe rozliczanie ww. odbiorców przyczyni się do zmniejszenia kosztów ponoszonych przez Operatorów Systemów Dystrybucyjnych na wymianę układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz zwiększy pewność w zakresie prawidłowego naliczenia opłaty mocowej już od początku okresu jej pobierania”); 

- rozszerzono obowiązek operatora do poinformowania Prezesa URE o zawarciu umów o współpracy z zagranicznymi operatorami systemów przesyłowych, w celu dopuszczenia jednostek zagranicznych do udziału w rynku mocy (rozszerzony obowiązek obejmuje informowanie Prezesa URE i ministra właściwego do spraw energii o zawarciu i każdej zmianie przedmiotowych umów, wraz z przekazaniem ich aktualnych kopii); 

- zapewniono stosowanie przepisów art. 25 ust. 4 rozporządzenia 2019/943, zgodnie z którym parametry aukcji mocy obejmujące wolumen, który będzie przedmiotem zakupu w ramach rynku mocy określane są z uwzględnieniem propozycji organów regulacyjnych tj. w przypadku Polski – Prezesa URE;

- zapewniono stosowanie przepisów art. 11, art. 23 ust. 6 i art. 25 ust. 2 rozporządzenia 2019/943 poprzez wskazanie Prezesa URE jako organu odpowiedzialnego za wyznaczenie i publikację „wartości niedostarczonej energii” oraz „kosztu nowej jednostki”, które są następnie wykorzystywane przez ministra właściwego do spraw energii na potrzeby określenia i publikacji standardu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych;

- w celu wprowadzenia dodatkowych zachęt dla terminowej realizacji inwestycji w nowe jednostki wytwórcze wprowadzono zmianę modelu naliczania kar za opóźnienie w oddaniu jednostki do eksploatacji z aktualnej kary w wysokości 15% wartości obowiązku mocowego objętego umową mocową, na model progresywny zakładający karę w wysokości 5% za każdy miesiąc opóźnienia, w pierwszym roku objętym umową, 15% w drugim roku oraz 25% w trzecim roku dostaw (dodatkowo, wprowadzono przepis wyjaśniający wątpliwość, że w przypadku naliczania kary za opóźnienie w realizacji inwestycji, nie nalicza się kary przewidzianej za niewykonanie obowiązku mocowego w okresie zagrożenia, przepis ten wg uzasadnienia projektu jest korzystny dla przedsiębiorców, „ponieważ zmniejsza się wysokość kar za pierwszy rok objęty umowy, natomiast nie ma wpływu negatywnego, gdyż suma kar łącznie w trzech latach się nie zmieni w porównaniu z obowiązującą ustawą”).

 

Regulamin rynku mocy

 

Regulamin rynku mocy został zatwierdzony decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z dnia 30 marca 2018 r. (znak: DRR.WAR.7120.1.2018). Karta aktualizacji Nr RRM/Z/1/2020 Regulaminu Rynku Mocy (wersja z dnia 24 lipca 2020 po uwzględnieniu uwag przekazanych w konsultacjach publicznych) dotyczy dostosowania Regulaminu do przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 (rozporządzenie rynkowe), w zakresie przepisów art. 22 ust. 4 i 5. 

W ramach zmiany Regulaminu uwzględniono: 

a) rozbudowę definicji stosowanych pojęć o zdefiniowanie: jednostki wytwórczej, limitu emisji, rozpoczęcia komercyjnej produkcji i wolumenu emisji, które zostały następnie wykorzystane na potrzeby określenia warunków, które muszą spełniać jednostki wytwórcze wchodzące w skład jednostek fizycznych tworzących jednostki rynku mocy w związku z koniecznością spełniania wymagań określonych w art. 22 ust. 4 rozporządzenia rynkowego; 

b) rozszerzenie warunków, które musi spełniać jednostka rynku mocy, aby dopuszczalne było złożenie w odniesieniu do tej jednostki wniosku o certyfikację, o warunki wynikające z art. 22 ust. 4 rozporządzenia rynkowego, w zakresie konieczności spełniania odpowiednio limitu emisji lub wolumenu emisji, z uwzględnieniem daty rozpoczęcia komercyjnej produkcji przez jednostki wytwórcze wchodzące w skład jednostek fizycznych tworzących jednostkę rynku mocy oraz ustalenie, że w zakresie weryfikacji podanych informacji podmiotem odpowiedzialnym, wskazanym w sekcji 7 opinii Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) nr 22/2019 z dnia 17 grudnia 2019 r. wydanej na podstawie art. 22 ust. 4 rozporządzenia rynkowego jako „competent national body”, są Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., pełniące rolę operatora w rozumieniu ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy; 

c) rozszerzenie zawartości wniosku o certyfikację o wymagane informacje i oświadczenia, niezbędne do weryfikacji spełnienia warunków, o których mowa w art. 22 ust. 4 rozporządzenia rynkowego;

d) zdefiniowanie metod wyznaczania wielkości emisji na potrzeby weryfikacji spełnienia limitu emisji i wolumenu emisji przez jednostki wytwórcze wchodzące w skład jednostek fizycznych tworzących jednostki rynku mocy, zgodnie z opinią ACER;

e) osobne zdefiniowanie metody wyznaczania jednostkowego wskaźnika emisji dwutlenku węgla, o którym mowa w art. 25 ust. 5 pkt 1 ustawy, nieobjętej przepisami rozporządzenia rynkowego, w celu zachowania spójności z dotychczas stosowaną metodą, przy jednoczesnym wprowadzeniu nowych metod wyznaczania jednostkowych wskaźników emisji zgodnie z rozporządzeniem rynkowym i opinią ACER;

f) rozszerzenie warunków, które musi spełniać jednostka fizyczna zastępująca jednostkę redukcji zapotrzebowania planowaną, wskazana we wniosku o zastąpienie, o warunki wynikające z art. 22 ust. 4 rozporządzenia rynkowego w zakresie konieczności spełniania odpowiednio: limitu emisji i wolumenu emisji, z uwzględnieniem daty rozpoczęcia komercyjnej produkcji przez jednostki wytwórcze wchodzące w skład jednostek fizycznych tworzących taką jednostkę rynku mocy;

g) wprowadzenie, zgodnie z opinią ACER, weryfikacji ex–post dotyczącej spełnienia w danym roku dostaw odpowiednio limitu emisji lub wolumenu emisji wymaganych przepisami art. 22 ust. 4 rozporządzenia rynkowego, z jednoczesnym wprowadzeniem mechanizmu – w zależności od przypadku – zatrzymania albo zwrotu wynagrodzenia lub premii należnych za dany rok dostaw, w przypadku niespełnienia limitu emisji lub wolumenu emisji wymaganych przepisami art. 22 ust. 4 rozporządzenia rynkowego;

h) dodanie postanowień dostosowawczych i przejściowych, których celem jest dostosowanie okresu obowiązywania zmienianych oraz nowych postanowień Regulaminu, do daty obowiązywania wymagań wynikających z przepisów art. 22 ust 4 rozporządzenia rynkowego, przypadającej na dzień 1 lipca 2025 r., przy jednoczesnym utrzymaniu praw nabytych z umów mocowych zawartych przed dniem 31 grudnia 2019 r., zgodnie z przepisem art. 22 ust. 5 rozporządzenia rynkowego. 

Postanowienia Regulaminu dotyczące ograniczeń w zakresie możliwości udziału w mechanizmach mocowych jednostek wytwórczych, w odniesieniu do jednostek, które rozpoczęły komercyjną produkcję nie później niż w dniu 3 lipca 2019 r., wchodzą w życie od 1 lipca 2025 r. i nie dotyczą umów mocowych zawartych przed dniem 31 grudnia 2019 r., co zostało uwzględnione poprzez wprowadzenie do Regulaminu odpowiednich postanowień szczegółowych.

Wdrożenie zmian przewidziane jest w terminie 30 dni od dnia zawiadomienia uczestników rynku mocy o zmianie Regulaminu wprowadzonej Kartą aktualizacji, zatwierdzonej decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, przy czym planuje się zastosowanie zmienionego Regulaminu począwszy od certyfikacji do aukcji głównej na rok dostaw 2025 odbywającej się w roku 2020.

Spis załączników do Karty aktualizacji stanowią:

- wzór dokumentu zawierającego dane niezbędne do weryfikacji obliczeń jednostkowego wskaźnika emisji dwutlenku węgla lub średniorocznej emisji dwutlenku węgla dla jednostek wytwórczych,

- wzór oświadczenia o spełnieniu limitu emisji lub wolumenu emisji.

Kolejne zmiany Regulaminu Rynku Mocy obejmowały m.in.:

- 8 października 2020 - Projekt Karty aktualizacji nr RRM/Z/2/2020,

- 2 września 2021 - Karta aktualizacji nr RRM/Z/3/2021 do Regulaminu rynku mocy - doprecyzowanie wzoru wykorzystywanego do wyznaczenia skorygowanego obowiązku mocowego (SOM) poprzez odzwierciedlenie w formule wyznaczania wartości SOM składnika określającego wymagany poziom rezerw mocy

- 16 września 2021 - Projekt Karty aktualizacji nr RRM/Z/4/2021,

- 4 października 2022 opublikowano Projekt Karty aktualizacji nr RRM/Z/5/2022.

 

Rynek mocy w koncepcji zmian zasad funkcjonowania rynku bilansującego w Polsce

 

Procesy rynku bilansującego w odniesieniu do poszczególnych jednostek grafikowych nie są powiązane z działaniami w obszarze rynku mocy, w szczególności rozliczenia rynku bilansującego nie są zależne od kontraktów mocowych zawartych na rynku mocy.  

W Raporcie z 28 czerwca 2023 r. z procesu konsultacji społecznych projektu Warunków Dotyczących Bilansowania OSP odniósł się do pytania Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej w brzmieniu:

„Na jakiej zasadzie jest powiązana realizacja usług energii bilansującej oraz mocy bilansującej tzn.: czy wykorzystanie oferowanej mocy w ramach rynku energii bilansującej jest tożsame z wykorzystaniem tej samej mocy w ramach rynku mocy lub, czy wykorzystanie mocy z rynku energii bilansującej pomniejszą możliwą do dyspozycji moc na RMB?”.

OSP wskazał w tym zakresie, iż nabycie mocy bilansujących w ramach RMB (rynku mocy bilansujących), RBN (rynku bilansującego dnia następnego) oraz RBB (rynku bilansującego dnia bieżącego) ma na celu zapewnienie dostępności rezerw mocy. Aktywacja energii bilansującej z nabytych mocy bilansujących oznacza wykorzystanie tych rezerw. Powyższe nie ma związku z obowiązkiem mocowym z rynku mocy

Zaloguj się, aby zobaczyć.

Dbamy o Twoją prywatność

Poprzez kliknięcie "Akceptuję" wyrażasz zgodę na zainstalowanie i przechowywanie plików typu cookie na Twoim urządzeniu końcowym i użycie danych geolokalizacyjnych w celu optymalizacji działania serwisu. Więcej informacji znajdziesz w dokumencie Polityka Prywatności.