Wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (CACM).
Wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (CACM) określają podstawowe zasady przydziału zdolności przesyłowych w ramach hurtowych rynków krótkoterminowych (tj. w ramach Rynku Dnia Następnego i Rynku Dnia Bieżącego).
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.
CACM wskazuje jako podstawowy mechanizm aukcje typu implicit, w których zdolności przesyłowe są przydzielane łącznie z energią - w praktyce oznacza to, że uczestnicy składają swoje oferty na giełdę, a giełdy dokonają doboru ofert z całego połączonego obszaru uwzględniając dostępne międzyobszarowe zdolności przesyłowe. Należy zwrócić uwagę, że pomimo analogicznej głównej zasady działania, występują różnice pomiędzy Rynkiem Dnia Następnego a Rynkiem Dnia Bieżącego:
- 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. Formalna nazwa tego mechanizmu to „Jednolite łączenie rynków dnia następnego”
- Dla Rynku dnia bieżącego prowadzony jest handel ciągły – oferty są kojarzone w miarę napływania nowych ofert, nie występuje w tym mechanizmie jednolita cena rynkowa, gdyż może się ona różnić w poszczególnych transakcjach. Formalna nazwa tego mechanizmu to „Jednolite łączenie rynków dnia bieżącego”.
Link do aktu prawnego:
Polska wersja - tekst skonsolidowany:
https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX:02015R1222-20210315
Sprostowanie – Polska wersja:
Pierwsze: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX:32015R1222R(02)
Drugie: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX:32015R1222R(03)
English version:
https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:02015R1222-20210315
Główne działania związane z wdrażaniem Wytycznych CACM:
W celu realizacji postanowień zawartych w Wytycznych CACM, PSE S.A. współpracują z innymi Operatorami Systemów Przesyłowych w ramach struktur struktur Europejskiej Sieci Operatorów Elektroenergetycznych Systemów Przesyłowych (dalej jako: "ENTSO-E") oraz struktur regionalnych obszarów CCR Core, Hansa i Baltic. Opracowane wnioski i propozycje są, o ile jest to wymagane przepisami, konsultowane z uczestnikami rynku i następnie przedkładane do akceptacji odnośnym organom regulacyjnym. Główne działania związane z wdrożeniem Wytycznych CACM polegają na opracowaniu przez odpowiednich OSP:
- Wniosku dotyczącego ustalenia regionów wyznaczania zdolności przesyłowych (utworzenie Regionów CCR);
- Przegląd obszarów rynkowych (Bidding Zone review);
- Wniosku w sprawie metody dotyczącej wspólnego modelu sieci (metoda tworzenia CGM);
- Wniosku dotyczącego metody przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia (metoda GLDP);
- Wniosku dotyczącego regionalnych procedur rezerwowych alokacji zdolności przesyłowych (Fallback Procedures);
- Wniosku dotyczącego terminu gwarancji dla rynku dnia następnego (DAFD);
- Wniosku dotyczącego wspólnej metody wyznaczania miedzyobszarowych zdolności przesyłowych (CCM);
- Wniosku dotyczącego ustanowienia metody wyznaczania planowanych wymian wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia następnego (DA Scheduled Exchange);
- Wniosku dotyczącego ustanowienia metody wyznaczania planowanych wymian wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego (ID Scheduled Exchange);
- Propozycji czasu otwarcia i zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego (IDCZGT);
- Wniosku dotyczącego jednolitej metody wyceny zdolności przesyłowych dnia bieżącego (CZIDCP);
- Wniosku dotyczącego mechanizmu alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych oraz innych mechanizmów, umożliwiających działanie więcej niż jednego NEMO w Polsce (MNA);
- Wniosku dotyczącego metody podziału dochodów z ograniczeń (CID).
Wdrażanie Wytycznych:
Poniżej zamieszczono informacje o konsultowanych, jak również zatwierdzonych przez regulatorów dokumentach, które PSE S.A. opublikowały na swojej stronie internetowej:
Decyzja ACER dotycząca utworzenia Regionów CCR
W ramach obszarów rynkowych na wniosek wszystkich Operatorów Systemów Przesyłowych decyzją Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (dalej jako: "ACER"), stworzone zostały regiony wyznaczania zdolności przesyłowych (dalej jako: "CCR"). Polska została włączona do regionów CCR Hansa, CCR Baltic i CCR Core.
I zmiana
Następnie decyzja w sprawie CCR została zmieniona decyzją Prezesa URE z dnia 6 listopada 2017 r. znak DRR.WRE.7128.46.2017.PSt, zatwierdzającą wniosek o zmianę regionów wyznaczania zdolności przesyłowych, wydaną w sposób skoordynowany ze wszystkimi krajowymi organami regulacyjnymi.
PSE S.A. opublikowały treść decyzji Prezesa URE, o czym poinformowały uczestników rynku stosownym komunikatem: „Informacja OSP nt. decyzji Prezesa URE z dnia 6 listopada 2017 r. znak DRR.WRE.7128.46.2017.PSt, zatwierdzającej wniosek o zmianę regionów wyznaczania zdolności przesyłowych (CCR), ustalonych decyzją Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) numer 06/2016 z dnia 17 listopada 2016 r.”
Decyzja w sprawie CCR podlega dalszym zmianom w związku z koniecznością uwzględnienia powstawania nowych połączeń wzajemnych wewnątrz istniejących CCR.
II zmiana
Dnia 1 kwietnia 2019 r. decyzja w sprawie CCR została zmieniona decyzją ACER nr 04/2019 zatwierdzającą wniosek OSP o drugą zmianę regionów wyznaczania zdolności przesyłowych. Decyzja ta została wydana przez ACER, po wcześniejszym przekazaniu do niej sprawy przez krajowe organy regulacyjne.
PSE S.A. opublikowały treść decyzji, o czym poinformowały uczestników rynku stosownym komunikatem:
III zmiana
Dnia 5 czerwca 2020 r. ACER wysłał do wszystkich OSP zaproszenie do przygotowania trzeciej zmiany CCR. Wszyscy OSP zaakceptowali zaproszenie ACER i przygotowali nowy wniosek o zatwierdzenie CCR. W dniu 7 maja 2021 r. ACER wydał decyzję nr 04/2021, ustanawiającą regiony wyznaczania zdolności przesyłowych zgodnie z art. 15 Rozporządzenia (UE) 2015/1222 .
PSE S.A. opublikowały treść decyzji, o czym poinformowały uczestników rynku stosownym komunikatem:
IV zmiana
Dnia 31 marca 2023 r. decyzja w sprawie CCR została zmieniona decyzją ACER nr 08/2023 zatwierdzającą wniosek OSP o czwartą zmianę regionów wyznaczania zdolności przesyłowych.
PSE S.A. opublikowały treść decyzji, o czym poinformowały uczestników rynku stosownym komunikatem:
V zmiana
Dnia 19 marca 2024 r. decyzja w sprawie CCR została zmieniona decyzją ACER nr 04/2024.
Dokumenty do pobrania:
Przegląd obszarów rynkowych (Bidding Zone review)
Proces przeglądu obszarów rynkowych składa się z dwóch etapów: w pierwszym etapie OSP uczestniczący w przeglądzie konfiguracji obszarów rynkowych opracowują metodę i założenia, które zostaną wykorzystane w procesie przeglądu oraz proponują alternatywne konfiguracje obszarów rynkowych na potrzeby oceny, a następnie przedkładają stosowny wniosek uczestniczącym organom regulacyjnym, które mogą zażądać skoordynowanych zmian. W drugim etapie OSP uczestniczący w przeglądzie konfiguracji obszarów rynkowych m.in. przeprowadzają konsultacje publiczne i warsztaty dotyczące propozycji alternatywnej konfiguracji obszarów rynkowych w stosunku do istniejącej konfiguracji, a także przedkładają uczestniczącym państwom członkowskim i organom regulacyjnym wspólny wniosek dotyczący utrzymania lub zmiany konfiguracji obszarów rynkowych.
W pierwszej edycji obszarów rynkowych uczestniczą OSP Austrii, Belgii, Czech, Danii, Francji, Niemiec, Węgier, Włoch, Luksemburga, Holandii, Polski, Słowacji i Słowenii.
W związku z rozpoczęciem drugiego etapu przeglądu obszarów rynkowych, raport z pierwszego etapu pierwszej edycji przeglądu obszarów rynkowych został opublikowany do konsultacji publicznych na stronie: https://www.entsoe.eu/news/2018/02/12/first-edition-of-the-bidding-zone-review-open-for-public-consultation/
PSE S.A. również zamieściły stosowną informację o konsultacjach na swojej stronie internetowej: https://www.pse.pl/-/projekt-raportu-pierwszej-edycji-przegladu-obszarow-rynkowych-udostepniony-do-konsultacji-publicznych
Metoda tworzenia wspólnego modelu sieci (metoda tworzenia CGM)
Metoda tworzenia wspólnego modelu sieci (metoda tworzenia CGM) opisuje sposób tworzenia przez europejskich OSP wspólnego modelu sieci, który będzie wykorzystywany do skoordynowanego wyznaczania zdolności przesyłowych na potrzeby jednolitego łączenia rynków dnia następnego i bieżącego (art. 20 Rozporządzenia 2015/1222) oraz do skoordynowanego redysponowania i zakupów przeciwnych (art. 35 Rozporządzenia 2015/1222).
Metoda tworzenia wspólnego modelu sieci określa:
- Tworzenie indywidualnych modeli sieci (IGM - ang. Individual Grid Model), w tym:
- Określenie modelowanych elementów sieci wraz z określeniem zakresu modelowanych danych,
- Modelowanie obciążenia,
- Modelowanie jednostek wytwórczych.
- Scenariusze, dla których są tworzone modele sieci;
- Łączenie IGM we wspólny model sieci;
- Wymagania w stosunku do Platformy Informacyjnej wykorzystywanej w procesie;
- Harmonogram implementacji.
Konsultacje i decyzje
Metoda tworzenia wspólnego modelu rynku (metoda tworzenia CGM) była przedmiotem konsultacji. Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły powyższy wniosek w sprawie metody dotyczącej tworzenia wspólnego modelu sieci tj. metody tworzenia CGM, do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Na podstawie przedłożonego wniosku Prezesa URE decyzją znak DRR.WRE.7128.3.2016.LK z dnia 11 maja 2017 r. zatwierdził metodę tworzenia wspólnego modelu sieci (metoda tworzenia CGM).
Dokumenty do pobrania:
Decyzja Prezesa URE z dnia 11 maja 2017 r. znak DRR.WRE.7128.3.2016.LK wraz z metodą tworzenia CGM stanowiącą załącznik do decyzji
Metoda przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia wymaganych do ustanowienia wspólnego modelu sieci (metoda GLDP)
Metoda GLDP określa informacje, jakie mają być przekazywane przez jednostki wytwórcze i dystrybucyjne (operatorów systemów dystrybucyjnych - OSD i odbiorców końcowych) operatorowi systemu przesyłowego w celu wykonania przez OSP szacunków dotyczących wytwarzania i obciążenia, a które będą wykorzystane przez OSP dla ustanowienia wspólnego modelu sieci.
Model ten będzie wykorzystywany w procesie skoordynowanego wyznaczania dostępnych międzyobszarowych zdolności przesyłowych i realizacji jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego. Jest to jeden z elementów promowania efektywnej konkurencji w obszarze wytwarzania, obrotu i dostarczania energii elektrycznej.
Zakres danych wskazanych w metodzie GLDP jest objęty zakresem danych przekazywanych dotychczas do PSE S.A. przez moduły wytwarzania energii operatorów systemów dystrybucyjnych na podstawie umów o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej oraz na podstawie Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) stanowiącej wzorzec umowny dla tych umów.
Konsultacje i decyzje
Metoda przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia wymaganych do ustanowienia wspólnego modelu sieci (metoda GLDP) była przedmiotem konsultacji. Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły powyższy wniosek w sprawie metody przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia wymaganych do ustanowienia wspólnego modelu sieci (metoda GLDP), do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.2.2016.LK. z dnia 10 stycznia 2017 r. zatwierdził metodę przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia wymaganych do ustanowienia wspólnego modelu sieci (metoda GLDP).
Dokumenty do pobrania:
Decyzja Prezesa URE z dnia 10 stycznia 2017 r. znak DRR.WRE.7128.2.2016.LK
Procedury rezerwowe alokacji zdolności przesyłowych w CCR
Celem procedur rezerwowych jest przeprowadzenie alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych w sytuacji, gdy podstawowy mechanizm (tj. market coupling) nie da wyników. Należy też zauważyć, że market coupling jest mechanizmem pan-europejskim, natomiast procedury rezerwowe są określane regionalnie.
Podstawą prawną do ustanowienia procedur rezerwowych jest art. 44 CACM. Procedury rezerwowe mają zapewnić przejrzyste i niedyskryminujące podejście do kwestii alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych w przypadku, gdy proces jednolitego łączenia rynków dnia następnego nie jest w stanie przynieść oczekiwanych wyników.
Konsultacje i decyzje
CCR Core
Procedury rezerwowe alokacji zdolności przesyłowych w CCR Core były przedmiotem konsultacji. Po zakończeniu konsultacji, które trwały od 27 marca 2017 r. do 27 kwietnia 2017 r., PSE S.A. przedłożyły wniosek w sprawie ustanowienia procedur rezerwowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Core tj. procedury rezerwowe dla CCR Core, do zatwierdzenia przez Prezesa URE. Z powodu braku osiągnięcia porozumienia przez organy regulacyjne CCR Core, na ich wspólny wniosek ACER podjęła decyzję nr 10/2018 z dnia 27 września 2018 r. zatwierdzającą dokument „Core CCR TSOs’ Fallback Procedures Proposal in accordance with Article 44 of the Commission Regulation (EU) 2015/1222”.
Z uwagi na konieczność zmiany godziny ogłoszenia decouplingu, a tym samym terminu publikacji wyników aukcji zapasowych OSP CCR Core przygotowali dokument „1st amendment of the Core CCR fallback procedures in accordance with Article 44 of the Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management”, który wprowadził wspomniane zmiany. Z powodu braku osiągnięcia porozumienia przez organy regulacji energetyki w CCR Core, na ich wspólny wniosek zmieniony Dokument został przekazany do zatwierdzenia przez ACER. W dniu 30 marca 2021 r. ACER wydała decyzję nr 2/2021 w sprawie zatwierdzenia zmienionych procedur rezerwowych.
W następstwie zidentyfikowanej możliwości kolejnej zmiany godziny ogłoszenia decouplingu, OSP CCR Core przygotowali projekt zmiany procedur rezerwowych dla CCR Core oraz przeprowadzili konsultacje tego projektu w terminie od 14 stycznia do 14 lutego 2022 r. Po przeprowadzeniu procesu konsultacji, w dniu 3 marca 2022 r. PSE S.A. działając zgodnie z art. Art. 9 ust. 13 CACM, przedłożyły zmianę procedur rezerwowych dla CCR Core do zatwierdzenia przez Prezesa URE. W dniu 8 kwietnia 2022 r. Prezes URE wydał decyzję nr DRR.WRE.744.11.2022.JPa2 zatwierdzającą zmianę procedur rezerwowych dotyczących regionu wyznaczania zdolności przesyłowych zgodnie z art. 44 CACM.
Dokumenty do pobrania:
Procedury rezerwowe alokacji zdolności przesyłowych CCR Core
CCR Hansa
Procedury rezerwowe alokacji zdolności przesyłowych w CCR Hansa były przedmiotem konsultacji. Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły wniosek w sprawie ustanowienia procedur rezerwowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Hansa tj. procedury rezerwowe dla CCR Hansa, do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.1.2017.LK z dnia 13 grudnia 2017 r. zatwierdził procedury rezerwowe w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Hansa (procedury rezerwowe dla CCR Hansa).
W dniu 25 lutego 2022 r. OSP CCR Hansa przedłożyli do organów regulacyjnych CCR Hansa propozycję zmiany procedur rezerwowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Hansa. Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.744.15.2022.JPa2 z dnia 13 maja 2022 r. zatwierdził zmianę procedur rezerwowych zgodnie z art. 44 rozporządzenia CACM dla regionu Hansa.
Dokumenty do pobrania:
Procedury rezerwowe alokacji zdolności przesyłowych CCR Hansa
CCR Baltic
Procedury rezerwowe alokacji zdolności przesyłowych w CCR Baltic były przedmiotem konsultacji. Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły wniosek w sprawie ustanowienia procedur rezerwowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Hansa tj. procedury rezerwowe dla CCR Baltic, do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.51.2017.ŁW z dnia 29 marca 2018 r. zatwierdził procedury rezerwowe w CCR Baltic.
Dokumenty do pobrania:
Procedury rezerwowe alokacji zdolności przesyłowych CCR Baltic
Metody koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych
Metoda koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych (dalej jako: "RDCT") obejmuje działania o znaczeniu międzyobszarowym i umożliwia wszystkim OSP w każdym regionie wyznaczania zdolności przesyłowych efektywne zmniejszenie ograniczeń fizycznych bez względu na to, czy wywołujące je czynniki wykraczają głównie poza ich obszar regulacyjny, czy nie. W metodzie koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych należy uwzględnić fakt, że jej stosowanie może wywierać znaczny wpływ na przepływy poza obszarem regulacyjnym OSP. Podstawą prawną do ustanowienia procedur rezerwowych jest art. 35 CACM.
Konsultacje i decyzje
CCR Core
Metoda koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych w CCR Core była przedmiotem konsultacji. W dniu 22 lutego 2019 r. OSP CCR Core przedłożyli do organów regulacyjnych CCR Core propozycję metody RDCT do zatwierdzenia. Decyzją nr 11/2019 ACER przedłużył termin na podjęcie decyzji przez organy regulacyjne o 6 miesięcy tj. do 27 marca 2020 r. W dniu 27 marca 2020 r. organy regulacyjne CCR Core przekazały do ACER list informujący o braku możliwości podjęcia decyzji w sprawie zatwierdzenia metody RDCT CCR Core oraz finalnie w dniu 5 czerwca 2020 r. zwróciły się do ACER o podjęcie przez agencję decyzji w sprawie zatwierdzenia metody RDCT CCR Core.
W związku z powyższym, ACER decyzją nr 35/2020 z dnia 4 grudnia 2020 r. zatwierdziła metodę RDCT CCR Core.
Dokumenty do pobrania:
Metoda koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych CCR Core
CCR Hansa
Metoda koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych w CCR Hansa była przedmiotem konsultacji. W dniu 16 marca 2018 r. OSP CCR Hansa przedłożyli do organów regulacyjnych CCR Hansa propozycję metody RDCT do zatwierdzenia. Prezes URE wezwał do wprowadzenia zmian w dokumencie Wezwaniem z 4 października 2018 r. W dniu 4 grudnia 2018 r. w odpowiedzi na Wezwanie PSE S.A. przekazały zmienioną metodę RD&CT. Prezes URE zatwierdził metodę decyzją DDR.WRE.744.5.2019.PSt z dnia 20 lutego 2019 r.
W odpowiedzi na wezwanie organów regulacyjnych CCR Hansa w dniu 18 lutego 2021 r. OSP CCR Hansa przedłożyli do zatwierdzenia propozycję zmiany metody RDCT. Prezes URE zatwierdził zmianę metody RD&CT decyzją znak DRR.WAR.744.4.2021.BPe z dnia 19 maja 2021 r.
Dokumenty do pobrania:
Metoda koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych CCR Hansa
CCR Baltic
Metoda koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych w CCR Baltic była przedmiotem konsultacji. W dniu 16 marca 2018 r. OSP CCR Baltic przedłożyli do organów regulacyjnych CCR Baltic propozycję metody RD&CT do zatwierdzenia. Prezes URE wezwał do wprowadzenia zmian w dokumencie Wezwaniem z 20 września 2018 r. W dniu 16 listopada 2018 r. w odpowiedzi na Wezwanie PSE S.A. przekazały zmienioną metodę RD&CT. Prezes URE zatwierdził metodę decyzją DDR.WRE.7128.11.2018.ŁW z dnia 17 stycznia 2019 r.
Dokumenty do pobrania:
Metoda koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych CCR Baltic
Metody podziału kosztów koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych
Metody podziału kosztów koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych (dalej jako: "RDCT CS") obejmują rozwiązania w zakresie podziału kosztów dla działań o znaczeniu transgranicznym:
a) mechanizm weryfikacji faktycznej potrzeby redysponowania lub zakupów przeciwnych między zainteresowanymi OSP;
b) mechanizm ex post mający na celu monitorowanie stosowania kosztowych działań zaradczych;
c) mechanizm oceny wpływu działań zaradczych oparty na kryteriach bezpieczeństwa pracy systemu i kryteriach ekonomicznych;
d) proces umożliwiający udoskonalanie działań zaradczych;
e) proces umożliwiający monitorowanie każdego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych przez właściwe organy regulacyjne.
Podstawą prawną do ustanowienia metody jest art. 74 CACM.
Konsultacje i decyzje
CCR Core:
W dniu 28 lutego 2019 r. OSP CCR Core przedłożyli do organów regulacyjnych CCR Core propozycję metody RDCT CS do zatwierdzenia. Decyzją nr 11/2019 ACER przedłużył termin na podjęcie decyzji przez organy regulacyjne o 6 miesięcy tj. do 27 marca 2020 r. W dniu 27 marca 2020 r. organy regulacyjne CCR Core przekazały do ACER list informujący o braku możliwości podjęcia decyzji w sprawie zatwierdzenia metody RDCT CS CCR Core oraz ostatecznie w dniu 5 czerwca 2020 r. zwróciły się do ACER o podjęcie przez agencję decyzji w sprawie zatwierdzenia metody RDCT CS CCR Core. ACER decyzją nr 30/2020 z dnia 30 listopada 2020 r. zatwierdziła metodę RDCT CS CCR Core.
Dokumenty do pobrania:
Metoda podziału kosztów koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych CCR Core
CCR Hansa:
W dniu 16 marca 2018 r. OSP CCR Hansa przedłożyli do organów regulacyjnych CCR Hansa propozycję metody RDCT CS do zatwierdzenia. Prezes URE wezwał do wprowadzenia zmian w dokumencie Wezwaniem z 4 października 2018 r. W dniu 4 grudnia 2018 r. w odpowiedzi na Wezwanie PSE S.A. przekazały zmienioną metodę RDCT CS. Prezes URE zatwierdził metodę decyzją DDR.WRE.744.5.2019.PSt z dnia 20 lutego 2019 r.
Prezes URE wezwał do wprowadzenia zmian w dokumencie Wezwaniem z 30 września 2020 r. W dniu 22 grudnia 2020 r. w odpowiedzi na Wezwanie PSE S.A. przekazały zmienioną metodę RDCT CS. Prezes URE zatwierdził metodę decyzją znak DRR.WAR.744.2.2021.BPe z dnia 15 marca 2021 r. W dniu 30 marca 2022 r. OSP CCR Hansa przedłożyli do organów regulacyjnych CCR Hansa propozycję zmiany metody RDCT CS do zatwierdzenia. Prezes URE w dniu 21 października 2022 r. decyzją znak DRR.WAR.744.4.2022.BPe zatwierdził zmianę metody RDCT CS CCR Hansa.
Dokumenty do pobrania:
Metoda podziału kosztów koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych CCR Hansa
CCR Baltic:
W dniu 18 grudnia 2018 r. OSP CCR Baltic przedłożyli do organów regulacyjnych CCR Baltic propozycję metody RDCT CS do zatwierdzenia. Prezes URE wezwał do wprowadzenia zmian w dokumencie Wezwaniem z 6 marca 2019 r. W dniu 5 kwietnia 2019 r. w odpowiedzi na Wezwanie PSE S.A. przekazały zmienioną metodę RDCT CS.
W związku z powyższym, Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.26.2018.ŁW z dnia 21 czerwca 2019 r. zatwierdził metodę RDCT CS CCR Baltic.
Dokumenty do pobrania:
Termin gwarancji dla rynku dnia następnego (DAFD)
Termin gwarancji dla rynku dnia następnego (DAFD) określa termin, po upływie którego międzyobszarowe zdolności przesyłowe stają się gwarantowane (tj. nie mogą ulec zmianie z wyjątkiem zaistnienia siły wyższej lub sytuacji nadzwyczajnej).
Innymi słowy: przed terminem gwarancji opublikowane zdolności przesyłowe mogą ulec zmianie, po terminie gwarancji co do zasady nie mogą się one zmienić.
Konsultacje i decyzje
Termin gwarancji dla rynku dnia następnego (DAFD) był przedmiotem konsultacji. Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły powyższy wniosek dotyczący terminu gwarancji dla rynku dnia następnego (DAFD), do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Na podstawie przedłożonego wniosku, Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.1.2016.JPa2 z dnia 19 czerwca 2017 r.. zatwierdził termin gwarancji dla rynku dnia następnego (DAFD).
Dokumenty do pobrania:
Decyzja Prezesa URE z dnia 19 czerwca 2017 r. znak DRR.WRE.7128.1.2016.JPa2
Wyznaczanie międzyobszarowych zdolności przesyłowych (CCM)
Metoda wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych (dalej jako: "CCM") opisuje w jaki sposób, na podstawie wspólnego modelu sieci, są wyznaczane zdolności przesyłowe. Ta metoda jest tworzona i stosowana na poziomie regionalnym, w przypadku PSE S.A. wiąże się to z przygotowaniem i wdrożeniem metody w trzech CCR: Core, Hansa, Baltic.
CCM CCR Core
CCM dla dnia bieżącego i dnia następnego CCR Core były przedmiotem konsultacji. Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły wniosek w sprawie wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Core, do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.41.2017.JPa2 z dnia 23 sierpnia 2018 r. postanowił z urzędu umorzyć postępowanie administracyjne, ponieważ wszystkie organy regulacyjne regionu Core w dniu 21 sierpnia 2018 r. poinformowały Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (dalej jako: "ACER"), że pomimo wzajemnych konsultacji, współpracy oraz wspólnej koordynacji nie osiągnięto porozumienia w zakresie wniosku wszystkich OSP regionu Core dotyczącego propozycji CCM w terminie dwóch miesięcy od daty jego przedłożenia ostatniemu zainteresowanemu organowi regulacyjnemu, tj. 19 czerwca 2018 r. List informujący Agencję wskazywał także obszary zmienionej propozycji CCM dla dnia bieżącego i dnia następnego, co do sposobu uregulowania których organy regulacyjne regionu Core miały odmienne zdania.
W związku z powyższym, w oparciu o art. 9 ust. 11 CACM, w dniu 21 sierpnia 2019 r. organy regulacyjne wspólnym wnioskiem zwróciły się do ACER o podjęcie decyzji ws. zatwierdzenia ww. metody. Decyzją nr 02/2019 z dnia 21 lutego 2019 r. ACER zatwierdziła dokumenty "Metody wyznaczania zdolności przesyłowych dnia następnego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych Core" oraz "Metody wyznaczania zdolności przesyłowych dnia bieżącego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych Core".
Do zatwierdzonej przez ACER metody CCM dnia następnego, OSP z CCR Core opracowali zmiany i przedłożyły propozycję tych zmian do zatwierdzania właściwym organom regulacyjnym z CCR Core. Wszystkie organy regulacyjne z CCR Core zatwierdziły zmiany do metody CCM dnia następnego, w tym Prezes URE decyzją z dnia 8 czerwca 2021 r. znak DRR.WRE.744.29.2020.MZS.
Do zatwierdzonej przez ACER metody CCM dnia następnego, OSP z CCR Core opracowali zmiany i przedłożyły propozycję tych zmian do zatwierdzania właściwym organom regulacyjnym z CCR Core. Wszystkie organy regulacyjne z CCR Core zatwierdziły zmiany do metody CCM dnia następnego, w tym Prezes URE decyzją z dnia 5 grudnia 2023 r. znak DRR.WRE.744.11.2023.JPa2.
ACER decyzją nr 03/2024 z dnia 14 marca 2024 r. zatwierdziła drugą i trzecią zmiany metody CCM dla dnia bieżącego. Następnie w dniu 4 kwietnia 2024 r. ACER opublikowała erratę do ww. decyzji.
Dokumenty do pobrania:
Metoda wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych CCR Core
CCM CCR Hansa
CCM dnia bieżącego i dnia następnego dla CCR Hansa były przedmiotem konsultacji. Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły wniosek w sprawie wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Hansa, do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.47.2017.PSt z dnia 15 grudnia 2018 r. zatwierdził wspólną metodę wyznaczania zdolności przesyłowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Hansa.
W związku z zatwierdzeniem dnia 15 grudnia 2018 r. przez organy regulacyjne CCR Hansa CCM dla CCR Hansa zgodnie z art. 20 ust. 2 Rozporządzenia (UE) 2015/1222, a więc po terminie, o którym mowa w art. 4 ust. 2 IDCZGTs, tj. 31 listopada 2018 r., wdrożenie czasu otwarcia bramki dla transgranicznego rynku dnia bieżącego zostało odłożone na 30 dni od zatwierdzenia CCM CCR Hansa.
W związku z powyższym OSP CCR Hansa opublikowali wspólny komunikat dot. udostępniania zdolności przesyłowych rynku dnia bieżącego w CCR Hansa wraz z uzasadnieniem: Informacja OSP nt. udostępniania zdolności przesyłowych rynku dnia bieżącego w CCR Hansa.
Prezes URE wezwał do wprowadzenia zmian w metodzie wyznaczania zdolności przesyłowych CCR Hansa Wezwaniem z 4 września 2020 r. W dniu 18 lutego 2021 r. w odpowiedzi na Wezwanie PSE S.A. przekazały zmienioną metodę. Prezes URE zatwierdził metodę decyzją znak DRR.WAR.744.5.2021.BPe z dnia 19 maja 2021 r.
Dokumenty do pobrania:
Metoda wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych CCR Hansa
CCM CCR Baltic
CCM dnia bieżącego i dnia następnego dla CCR Baltic były przedmiotem konsultacji. Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły wniosek w sprawie wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Baltic, do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.49.2017.ŁW z dnia 23 października 2018 r. zatwierdził wspólną metodę wyznaczania zdolności przesyłowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Baltic.
Dokumenty do pobrania:
Metoda wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych CCR Baltic
Metoda wyznaczania planowanych wymian wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia następnego (Scheduled Exchange)
Metoda wyznaczania planowanych wymian wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia następnego były przedmiotem konsultacji. Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły wniosek w sprawie metody wyznaczania planowanych wymian wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia następnego do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Prezes URE zatwierdził metodę decyzją znak DRR.WRE.7128.4.2016.LK z dnia 12 lutego 2019 r.
W związku z wnioskiem ENTSO-E dot. propozycji zmiany metody wyznaczania planowanych wymian wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia następnego, ACER decyzją nr 10/2023 z dnia 30 maja 2023 r. zatwierdziła zmianę metody.
Dokumenty do pobrania:
Metoda wyznaczania planowanych wymian wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia następnego
Metoda wyznaczania planowanych wymian wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego (Scheduled Exchange)
Metoda wyznaczania planowanych wymian wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego była przedmiotem konsultacji. Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły wniosek w sprawie metody wyznaczania planowanych wymian wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Prezes URE zatwierdził metodę decyzją znak DRR.WRE.7128.50.2017.LK z dnia 11 marca 2019 r.
Dokumenty do pobrania:
Metoda wyznaczania planowanych wymian wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego
Propozycja czasu otwarcia i zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego (IDCZGT)
Czas otwarcia i zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego określa przedział czasu, w którym może zostać dokonana alokacja zdolności przesyłowych, czyli może nastąpić skojarzenie ofert z różnych obszarów rynkowych. Okres prowadzenia handlu w ramach dnia bieżącego może być dłuższy, w zależności od lokalnych uregulowań, ale poza tym okresem nie będzie on miał charakteru międzyobszarowego – kojarzenie będzie dotyczyło tylko ofert z tego samego obszaru rynkowego.
Konsultacje i decyzje
Propozycja czasu otwarcia i zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego (dalej jako: "IDCZGT") była przedmiotem konsultacji. Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły wniosek w sprawie zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki propozycji IDCZGT. Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.6.2016.JPa2 z dnia 30 października 2017 r. postanowił z urzędu umorzyć postępowanie administracyjne, ponieważ wszystkie organy regulacyjne w dniu 24 października 2017 r. poinformowały Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (dalej jako: "ACER”), że pomimo wzajemnych konsultacji, współpracy oraz wspólnej koordynacji nie osiągnięto porozumienia w zakresie wniosku wszystkich OSP dotyczącego propozycji IDCZGT. Decyzją nr 04/2018 z dnia 24 kwietnia 2018 r. ACER zatwierdziła IDCZGT.
Dokumenty do pobrania:
Czas otwarcia bramki i zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego
Wycena zdolności przesyłowych dnia bieżącego (CZIDCP)
Konsultacje i decyzje
Metoda wyceny zdolności przesyłowych dnia bieżącego (dalej jako: "CZIDCP") była przedmiotem konsultacji.
Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły wniosek w sprawie zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki propozycji CZIDCP. Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.45.2017.PSt z dnia 21 sierpnia 2018 r. postanowił z urzędu umorzyć postępowanie administracyjne, ponieważ wszystkie organy regulacyjne w dniu 24 lipca 2018 r. poinformowały Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (dalej jako: "ACER”), że pomimo wzajemnych konsultacji, współpracy oraz wspólnej koordynacji nie osiągnięto porozumienia w zakresie wniosku wszystkich OSP dotyczącego propozycji CZIDCP. Decyzją nr 01/2019 z dnia 24 stycznia 2019 r. ACER zatwierdziła CZIDCP.
Dokumenty do pobrania:
Metoda wyceny zdolności przesyłowych dnia bieżącego
Mechanizm alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych oraz innych mechanizmów, umożliwiających działanie więcej niż jednego NEMO w Polsce (MNA)
Warunki dotyczące alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych i innych niezbędnych mechanizmów umożliwiających działanie więcej niż jednego wyznaczonego operatora rynku energii elektrycznej (NEMO), opracowane zostały na podstawie art. 45 i 57 Wytycznych CACM. Celem dokumentu jest ustalenie zasad umożliwiających działanie więcej niż jednego NEMO w procesie łączenia rynków dnia następnego i bieżącego.
Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.5.2016.JPa2 z dnia 5 czerwca 2017 r. zatwierdził warunki dotyczące alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych i innych niezbędnych mechanizmów umożliwiających działanie więcej niż jednego NEMO (MNA). Decyzją znak DRR.WRE.7128.55.2017.JPa2 z dnia 29 maja 2018 r. Prezes URE zatwierdził nowo obowiązującą wersję dokumentu.
Dokumenty do pobrania:
Metoda podziału dochodów z ograniczeń
Metoda podziału dochodów z ograniczeń (dalej jako: "metoda CID") dotyczy podziału dochodów z ograniczeń w odniesieniu do jednolitego łączenia rynków dnia następnego. Metoda będzie stosowana na poziomie regionalnym (regionu wyznaczania zdolności przesyłowych – CCR): po pierwsze, dla każdego CCR jest ustalany i gromadzony dochód z ograniczeń generowany przez wymiany w ramach CCR. Po drugie, dochód z ograniczeń w CCR jest rozdzielany między granice obszaru rynkowego w CCR. Po trzecie, dochód z ograniczeń przypisany do granicy obszaru rynkowego pomiędzy OSP posiadających połączenia wzajemne na tej granicy obszaru rynkowego, zgodnie z proporcjami wynikającymi z metody CID. Metoda CID zostanie wdrożona w dniu wdrożenia metody wyznaczania zdolności przesyłowych w ramach danego CCR.
Konsultacje i decyzje:
Przedłożony przez wszystkich OSP wniosek w sprawie zatwierdzenia metody podziału dochodu z ograniczeń krajowe organy regulacyjne przekazały do do Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (dalej jako: "ACER”). W dniu 14 grudnia 2017 r. ACER zatwierdziła wniosek w sprawie metody CID decyzją nr 07/2017.
W związku z wnioskiem ENTSO-E dot. propozycji zmiany metody podziału dochodu z ograniczeń, ACER decyzją nr 16/2021 z dnia 17 grudnia 2021 r. zatwierdziła zmianę metody CID.
W związku z wnioskiem ENTSO-E dot. propozycji zmiany metody podziału dochodu z ograniczeń, ACER decyzją nr 16/2023 z dnia 21 grudnia 2023 r. zatwierdziła zmianę metody CID.
Dokumenty do pobrania:
Metoda podziału dochodów z ograniczeń
Strona ENTSO-E z informacjami na temat Wytycznych CACM
Dodatkowe informacje związane z wdrażaniem Wytycznych CACM dostępne są również na stronie internetowej ENTSO-E: