Dziennik Ustaw - rok 2000 nr 85 poz. 957

Na podstawie art. 9 ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 54, poz. 348 i Nr 158, poz. 1042, z 1998 r. Nr 94, poz. 594, Nr 106, poz. 668 i Nr 162, poz. 1126, z 1999 r. Nr 88, poz. 980, Nr 91, poz. 1042 i Nr 110, poz. 1255 oraz z 2000 r. Nr 43, poz. 489 i Nr 48, poz. 555) zarządza się, co następuje:

1) przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych,

2) obrotu energią elektryczną,

3) świadczenia usług przesyłowych,

4) prowadzenia ruchu sieciowego i eksploatacji sieci elektroenergetycznych,

5) standardów jakościowych obsługi odbiorców energii elektrycznej.

1) ustawie – należy przez to rozumieć ustawę z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne,

2) operatorze – należy przez to rozumieć operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu rozdzielczego,

3) operatorze systemu przesyłowego – należy przez to rozumieć przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej na obszarze całego kraju, za pomocą sieci przesyłowej,

4) operatorze systemu rozdzielczego – należy przez to rozumieć przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej na określonym w koncesji obszarze kraju, za pomocą sieci rozdzielczej,

5) sieci przesyłowej – należy przez to rozumieć sieć służącą do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kV,

6) sieci rozdzielczej – należy przez to rozumieć sieć służącą do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, o napięciu znamionowym nie wyższym niż 110 kV,

7) systemie elektroenergetycznym – należy przez to rozumieć sieci wraz z przyłączonymi do nich instalacjami do wytwarzania lub pobierania energii elektrycznej, współpracujące na zasadach określonych w odrębnych przepisach, zdolne do trwałego utrzymywania określonych parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw energii elektrycznej oraz spełniania warunków obowiązujących we współpracy z innymi połączonymi systemami,

8) mocy przyłączeniowej – należy przez to rozumieć moc czynną planowaną do pobierania lub wprowadzania do sieci, określoną w umowie o przyłączenie jako wartość maksymalną ze średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut, służącą do zaprojektowania przyłącza,

9) mocy umownej – należy przez to rozumieć moc czynną pobieraną lub wprowadzaną do sieci, określoną w umowie o świadczenie usług przesyłowych lub umowie sprzedaży energii, jako wartość maksymalną ze średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut lub w przypadku, gdy urządzenia pomiarowe na to pozwalają – w okresie 1 godziny,

10) miejscu dostarczania – należy przez to rozumieć punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne zobowiązane jest dostarczać energię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie, w umowie o świadczenie usług przesyłowych albo w umowie sprzedaży energii elektrycznej,

11) przyłączu – należy przez to rozumieć odcinek sieci służący do połączenia instalacji lub sieci jednego podmiotu z siecią,

12) ofercie bilansującej – należy przez to rozumieć ofertę produkcyjno-cenową, zwiększenia części przyrostowej lub zmniejszenia części redukcyjnej – produkcji lub poboru energii, dla zbioru miejsc dostarczania, dla których sporządza się grafiki obciążeń, składaną operatorowi systemu przesyłowego, zawierającą dane handlowe i techniczne,

13) usługach systemowych – należy przez to rozumieć usługi, świadczone przedsiębiorstwom zajmującym się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej przez inne podmioty, niezbędne do prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, zapewniające zachowanie określonych parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw energii elektrycznej,

14) rezerwie mocy – należy przez to rozumieć zdolność jednostek wytwórczych do podjęcia wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej do sieci, nie wykorzystywaną w danym okresie,

15) układzie pomiarowo-rozliczeniowym – należy przez to rozumieć liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub rozliczeniowo-pomiarowe, a także układy połączeń między nimi, służące bezpośrednio lub pośrednio do pomiarów i rozliczeń,

16) jednostce wytwórczej – należy przez to rozumieć wyodrębniony zespół urządzeń należących do przedsiębiorstwa energetycznego, służący do wytwarzania energii elektrycznej i opisany poprzez dane techniczne i handlowe,

17) grafiku obciążeń – należy przez to rozumieć zbiór danych określających wielkości poboru lub wprowadzenia energii elektrycznej dla zbioru miejsc dostarczania, dla których sporządza się ten zbiór danych, w poszczególnych godzinach,

18) rynku bilansującym – należy przez to rozumieć część rynku konkurencyjnego, o którym mowa w art. 49 ustawy, na którym dokonywane są przez operatora systemu przesyłowego rozliczenia usług, zapewniające stałe równoważenie bilansu energii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym, ciągłość, niezawodność i jakość dostaw energii elektrycznej, realizowane na podstawie zgłoszonych umów sprzedaży energii elektrycznej i ofert bilansujących na każdą godzinę doby.

1) grupa l – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci przesyłowej,

2) grupa II – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym 110 kV, oraz podmioty przyłączane do sieci rozdzielczej, które wymagają dostaw energii elektrycznej o parametrach innych niż standardowe, albo podmioty posiadające jednostki wytwórcze współpracujące z siecią,

3) grupa III – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, lecz niższym niż 110 kV,

4) grupa IV – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz mocy przyłączeniowej większej od 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego wtórze prądowym większym od 63 A,

5) grupa V – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kW i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niż 63 A,

6) grupa VI – podmioty przyłączane do sieci poprzez tymczasowe przyłącze, które będzie zgodnie z umową zastąpione przyłączem docelowym, lub podmioty przyłączone do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy niż 1 rok.

2. Napięcie znamionowe, o którym mowa w ust. 1, określane jest w miejscu dostarczania energii elektrycznej.

2. Wniosek, o którym mowa w ust. 1, podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci składa w przedsiębiorstwie energetycznym zajmującym się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, do którego sieci ubiega się o przyłączenie.

3. Wzór wniosku, o którym mowa w ust. 1, ustala przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej.

1) oznaczenie wnioskodawcy,

2) określenie mocy przyłączeniowej dla każdego miejsca dostarczania,

3) przewidywane roczne zużycie energii elektrycznej,

4) przewidywany termin dostawy lub poboru energii elektrycznej.

2. Wniosek o określenie warunków przyłączenia może zawierać oprócz informacji, o których mowa w ust. 1, dodatkowo:

1) charakterystykę ruchową i eksploatacyjną przyłączanych instalacji lub sieci,

2) wymagania dotyczące odmiennych od standardów jakościowych parametrów energii elektrycznej lub parametrów jej dostarczania, w tym:

a) niezawodności lub ciągłości zasilania,

b) dopuszczalnej zawartości wyższych harmonicznych,

c) dopuszczalnej asymetrii napięć,

d) dopuszczalnych odchyleń i wahań napięcia,

3) określenie minimalnej mocy wymaganej dla zapewnienia bezpieczeństwa ludzi i mienia, w przypadku wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,

4) określenie wymagań technicznych dla układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej.

3. Wniosek o określenie warunków przyłączenia dla przedsiębiorstw zajmujących się wytwarzaniem energii elektrycznej powinien zawierać oprócz informacji, o których mowa w ust. 1 i 2, dodatkowo:

1) określenie wielkości:

a) planowanej rocznej produkcji energii elektrycznej i ilości tej energii dostarczanej do sieci,

b) mocy dyspozycyjnej, osiągalnej i zainstalowanej jednostek wytwórczych,

c) zakresu dopuszczalnych zmian obciążeń jednostek wytwórczych i poszczególnych elektrowni,

d) wskaźnika emisji na 1 MWh produkcji energii elektrycznej w zakresie pyłu, SO₂, NO_x, CO₂,

2) planowane zapotrzebowanie mocy i energii elektrycznej dla pokrycia potrzeb własnych.

4. Do wniosku, o którym mowa w ust. 1, należy załączyć:

1) dokument potwierdzający tytuł prawny wnioskodawcy do korzystania z obiektu, w którym będą używane urządzenia lub instalacje elektryczne, lub oświadczenie o złożeniu takiego dokumentu przed podpisaniem umowy o przyłączenie,

2) plan zabudowy lub szkic sytuacyjny, określający usytuowanie przyłączanego obiektu względem istniejącej sieci oraz sąsiednich obiektów,

3) ekspertyzę wpływu przyłączanych instalacji lub sieci na krajowy system elektroenergetyczny, gdy wniosek składają podmioty zaliczane do l i II grupy przyłączeniowej.

1) miejsce przyłączenia, rozumiane jako punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią,

2) miejsce dostarczania energii elektrycznej,

3) moc przyłączeniową,

4) rodzaj połączenia z siecią instalacji lub innych sieci określonych we wniosku,

5) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem,

6) obowiązujący zakres wymagań wynikający z instrukcji, o której mowa w § 29,

7) miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego,

8) wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego,

9) rodzaj i usytuowanie zabezpieczenia głównego, dane znamionowe oraz inne niezbędne wymagania w zakresie automatyki zabezpieczeniowej i sieciowej,

10) wartości:

a) prądów zwarć wielofazowych i czasów ich wyłączania,

b) prądu zwarcia doziemnego,

11) wymagany stopień skompensowania mocy biernej,

12) wymagania w zakresie:

a) dostosowania przyłączanych instalacji lub sieci do systemów sterowania dyspozytorskiego,

b) zabezpieczenia sieci przed zakłóceniami elektrycznymi, powodowanymi przez instalacje lub sieci wnioskodawcy,

c) wyposażenia instalacji lub sieci niezbędnego do współpracy z siecią, do której instalacje lub sieci są przyłączane,

13) możliwości dostarczania energii elektrycznej w warunkach odmiennych od standardowych,

14) dane i informacje dotyczące sieci, niezbędne w celu doboru systemu ochrony od porażeń w instalacji lub sieci przyłączanego podmiotu,

15) projektowany koszt wykonania przyłącza.

2. Warunki przyłączenia dla połączeń sieci określa umowa o przyłączenie.

3. Warunki, o których mowa w ust. 2, w przypadku przyłączenia do sieci, w której przepływ energii elektrycznej w poszczególnych gałęziach nie zależy wyłącznie od operatora systemu rozdzielczego, zwanej dalej „siecią wielooczkową zamkniętą", wymagają uzgodnienia z operatorem systemu przesyłowego.

4. Warunki przyłączenia, o których mowa w ust. 1, są przekazywane wnioskodawcy wraz z projektem umowy o przyłączenie.

5. Warunki przyłączenia są ważne 2 lata od dnia ich określenia.

1) 14 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę zaliczonego do IV, V lub VI grupy przyłączeniowej,

2) 30 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę zaliczonego do III grupy przyłączeniowej,

3) 3 miesięcy od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę zaliczonego do l lub II grupy przyłączeniowej.

1) strony zawierające umowę,

2) przedmiot umowy wynikający z warunków przyłączenia,

3) termin realizacji przyłączenia,

4) wysokość opłaty za przyłączenie oraz sposób jej regulowania,

5) zakres i sposób wymiany danych i informacji w trakcie realizacji warunków przyłączenia oraz tryb przyłączania do sieci,

6) sposób koordynacji prac wykonywanych przez strony oraz kontroli dotrzymywania wymagań określonych w warunkach przyłączenia,

7) terminy przeprowadzania prób i odbiorów częściowych oraz prób końcowych i ostatecznego odbioru przyłącza i przyłączanych instalacji,

8) miejsce rozgraniczenia własności sieci i instalacji między przedsiębiorstwem sieciowym a przyłączanym podmiotem,

9) planowane ilości energii elektrycznej pobieranej oraz przewidywany termin zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy o świadczenie usług przesyłowych, zwanej dalej „umową przesyłową",

10) warunki udostępniania, przez przyłączany podmiot, nieruchomości w celu budowy lub rozbudowy sieci niezbędnej do realizacji przyłączenia,

11) termin ważności umowy oraz postanowienia dotyczące zmiany warunków umowy i jej wypowiedzenia,

12) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, w tym za opóźnienie terminu realizacji prac.

2. Określone w umowie o przyłączenie próby i odbiory częściowe oraz próby końcowe i ostateczny odbiór przyłącza i przyłączonych instalacji lub sieci są przeprowadzane przy udziale upoważnionych przedstawicieli stron, które zawarty tę umowę.

3. Wyniki prób i odbiorów, o których mowa w ust. 2, są potwierdzane przez strony w protokołach przeprowadzenia tych prób i odbiorów. Wzory protokołów ustala przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej.

2. Miejscem dostarczania energii elektrycznej dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych IV i V, zależnie od rodzaju przyłącza, są:

1) przy zasilaniu z elektroenergetycznej linii napowietrznej przyłączem wykonanym pojedynczymi przewodami fazowymi – zaciski prądowe przewodów przy izolatorach stojaka dachowego lub konstrukcji wsporczej w ścianie budynku, na wyjściu w kierunku instalacji odbiorcy,

2) przy zasilaniu kablem ziemnym lub przyłączem kablowym z linii napowietrznej – zaciski prądowe na wyjściu przewodów od zabezpieczenia w złączu, w kierunku instalacji odbiorcy,

3) przy zasilaniu przyłączem napowietrznym, wykonanym wielożyłowym przewodem izolowanym –zaciski prądowe, o których mowa w pkt 1, lub zaciski prądowe na wyjściu przewodów od zabezpieczenia w złączu w kierunku instalacji odbiorcy, w zależności od przyjętego rozwiązania technicznego,

4) w budynkach wielolokalowych – zaciski prądowe na wyjściu od zabezpieczeń głównych w złączu, w kierunku instalacji odbiorców.

1) strony umowy,

2) przedmiot umowy,

3) miejsce dostarczania energii elektrycznej oraz miejsca pomiaru,

4) moc umowną oraz warunki jej zmiany,

5) charakterystykę energetyczną odbioru, rozumianą jako zbiór danych określających zmiany poboru energii elektrycznej w ciągu doby i roku,

6) standardy jakościowe obsługi odbiorców,

7) grupę taryfową, według której będą dokonywane rozliczenia z tytułu sprzedaży energii elektrycznej i świadczonych usług przesyłowych, oraz warunki zmiany grupy taryfowej, a także warunki wprowadzania zmian cen i stawek opłat, sposoby prowadzenia rozliczeń i obliczania należności oraz terminy regulowania należności,

8) obowiązki i prawa stron w zakresie:

a) dokonywania pomiaru i kontroli poboru energii elektrycznej,

b) przekazywania danych i informacji niezbędnych do prowadzenia ruchu sieciowego i eksploatacji sieci, o których mowa w § 19,

9) warunki eksploatacyjno-ruchowe inne niż określone w instrukcji, o której mowa w § 29,

10) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, a w szczególności standardów jakościowych obsługi odbiorców,

11) termin ważności umowy oraz postanowienia dotyczące zmiany warunków umowy i jej wypowiedzenia.

1) zawarcia umowy przesyłowej z przedsiębiorstwem zajmującym się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, które będzie realizowało dostawy tej energii na podstawie zawartych przez przedsiębiorstwo obrotu umów sprzedaży,

2) zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w celu zapewnienia ciągłości, niezawodności i jakości dostaw tej energii oraz wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, do której stosuje się obowiązek zakupu, o którym mowa w przepisach wydanych na podstawie art. 9 ust. 3 ustawy.

2. Zakup, o którym mowa w ust. 1 pkt 2, jest realizowany na rynku bilansującym w ilości wynikającej z iloczynu łącznej ilości energii elektrycznej objętej tym zakupem w sieci danego operatora i ilorazu ilości energii elektrycznej określonej w zgłaszanych do operatora umowach sprzedaży przez dane przedsiębiorstwo zajmujące się obrotem do łącznej ilości energii elektrycznej określonej w zgłaszanych do operatora umowach sprzedaży, o których mowa w § 18 ust. 1.

1) dostarczania energii elektrycznej zgodnie z obowiązującymi standardami i na warunkach określonych w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub w umowie przesyłowej,

2) instalowania na własny koszt układów pomiarowo-rozliczeniowych, w przypadku podmiotów zaliczonych do grup przyłączeniowych IV–VI, zasilanych z sieci o napięciu nie wyższym niż 1 kV,

3) informowania odbiorców o terminach planowanych przerw i ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej z wyprzedzeniem umożliwiającym przygotowanie się odbiorcy do przerw lub ograniczeń,

4) niezwłocznego likwidowania przerw i zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej,

5) umożliwiania odbiorcy dostępu do układu pomiarowo-rozliczeniowego, wglądu do materiałów stanowiących podstawę do rozliczeń za dostarczoną energię elektryczną oraz kontroli prawidłowości wskazań tych układów,

1) pobierania mocy i energii elektrycznej zgodnie z obowiązującymi przepisami i warunkami umowy,

2) utrzymywania należącej do niego sieci, wewnętrznej instalacji zasilającej i odbiorczej w stanie technicznym zgodnym z wymaganiami określonymi w odrębnych przepisach,

3) terminowego regulowania należności za energię elektryczną oraz innych należności związanych z dostarczaniem tej energii,

4) utrzymywania użytkowanej nieruchomości w sposób nie powodujący utrudnień w prawidłowym funkcjonowaniu sieci, a w szczególności do zachowania wymaganych odległości od istniejących urządzeń, w przypadku stawiania obiektów budowlanych i sadzenia drzew, zgodnie z wymaganiami określonymi w odrębnych przepisach,

5) powierzania budowy lub dokonywania zmian w instalacji elektrycznej osobom posiadającym odpowiednie uprawnienia i kwalifikacje,

6) umożliwienia upoważnionym przedstawicielom przedsiębiorstwa energetycznego dostępu, wraz z niezbędnym sprzętem, do należących do niego elementów sieci i urządzeń znajdujących się na terenie lub w obiekcie odbiorcy w celu przeprowadzania prac eksploatacyjnych lub usunięcia awarii w sieci lub do układu pomiarowo-rozliczeniowego,

7) zabezpieczenia przed uszkodzeniem plomb, a w szczególności plomb zabezpieczeń głównych i w układzie pomiarowo-rozliczeniowym,

8) niezwłocznego poinformowania przedsiębiorstwa energetycznego o zauważonych wadach lub usterkach w układzie pomiarowo-rozliczeniowym i o innych okolicznościach mających wpływ na możliwość niewłaściwego rozliczenia za energię elektryczną oraz o powstałych przerwach w dostarczaniu energii elektrycznej lub niewłaściwych jej parametrach,

9) dostosowania swoich urządzeń do zmienionych warunków funkcjonowania sieci, o których został uprzednio powiadomiony.

2. W szczególności jeżeli dane i informacje, o których mowa w ust. 1, określają:

1) roczne dostawy energii elektrycznej w danym roku kalendarzowym – prognozowane dane i informacje należy przekazać nie później niż do końca trzeciego kwartału roku poprzedzającego dany rok,

2) miesięczne dostawy energii elektrycznej w danym miesiącu roku kalendarzowego – prognozowane dane i informacje należy przekazać nie później niż na 7 dni roboczych przed rozpoczęciem miesiąca,

3) wielkości dostaw energii elektrycznej na każdą godzinę następnej doby – dane i informacje należy przekazywać do:

a) operatorów systemów rozdzielczych – nie później niż do godziny 9⁰⁰ dnia poprzedzającego dzień, w którym dostarczona będzie energia elektryczna,

b) operatora systemu przesyłowego – nie później niż do godziny 10⁰⁰ dnia poprzedzającego dzień, w którym dostarczona będzie energia elektryczna.

3. Dane i informacje, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 2, operatorzy uwzględniają w planach koordynacyjnych sporządzanych na okres roku i miesiąca, w celu ustalania planów postojów poszczególnych jednostek wytwórczych i wyłączeń elementów sieci oraz opracowania informacji handlowej dla uczestników rynku bilansującego.

4. Dane i informacje, o których mowa w ust. 2 pkt 3, zwane dalej „zgłoszeniami realizacyjnymi", zawierają w szczególności:

1) zestawienie ilości energii elektrycznej pobieranej lub oddawanej w miejscach jej dostarczania,

2) ofertę bilansującą dla każdego miejsca dostarczania jednostki wytwórczej i odbiorczej przyłączonej do sieci przesyłowej.

5. Operator systemu rozdzielczego przekazuje operatorowi systemu przesyłowego zgłoszenia realizacyjne:

1) w formie grafików obciążeń dla miejsc dostarczania energii elektrycznej w sieci wielooczkowej zamkniętej,

2) zbiorcze zestawienia grafików obciążeń dla pozostałych miejsc dostarczania energii elektrycznej

– do godziny 10⁰⁰ dnia poprzedzającego dzień jej dostawy.

6. Szczegółowy zakres danych i informacji, o których mowa w ust. 1, oraz szczegółowy tryb ich przekazywania określa instrukcja, o której mowa w § 29.

1) sporządza plan produkcji i przepływów energii elektrycznej w dniu poprzedzającym jej dostawy, na podstawie:

a) prognozowanego zapotrzebowania na energię elektryczną w krajowym systemie elektroenergetycznym,

b) zgłoszeń realizacyjnych, o których mowa w § 18 ust. 5,

c) ofert bilansujących,

d) zawartych umów w zakresie zakupu rezerw mocy, usług systemowych oraz energii elektrycznej, o której mowa w § 14 ust. 1 pkt 2,

e) przepływów energii elektrycznej między krajowym systemem elektroenergetycznym i systemami zagranicznymi, ustalonych według procedur obowiązujących w wymianie międzynarodowej,

2) w dniu dostawy energii elektrycznej, realizując plan, o którym mowa w pkt 1, zamyka bilans produkcji energii elektrycznej z rzeczywistym poborem tej energii poprzez:

a) zwiększenie zaplanowanej produkcji, na podstawie części przyrostowej ofert bilansujących,

b) obniżenie zaplanowanej produkcji, na podstawie części redukcyjnej ofert bilansujących.

2. Przyjęcie do planu, o którym mowa w ust. 1, części przyrostowej ofert bilansujących realizuje się od przyjęcia ofert o cenach najniższych, a części redukcyjnej – od przyjęcia ofert o cenach najwyższych.

3. Przepis ust. 2 stosuje się odpowiednio do zwiększenia zaplanowanej produkcji lub jej zmniejszenia w dniu dostawy energii elektrycznej.

2. Sprzedaż energii elektrycznej, o której mowa w ust. 1, przez operatora systemu przesyłowego odbywa się po tych samych cenach dla każdego odbiorcy.

2. Dane i informacje, o których mowa w ust. 1, określają w szczególności:

1) przewidywane krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną,

2) prognozowaną, zagregowaną dla obszaru kraju, moc dyspozycyjną jednostek wytwórczych,

3) przewidywaną wymianę międzynarodową,

4) planowane remonty i odstawienia jednostek wytwórczych i sieci przesyłowych,

5) przewidywane ograniczenia sieciowe rozumiane jako wielkości maksymalnych i minimalnych przepływów energii elektrycznej w wybranych węzłach,

6) przewidywaną produkcję energii elektrycznej, o której mowa w § 14 ust. 1 pkt 2.

3. Operator systemu przesyłowego udostępnia rzeczywiste dane, o których mowa w ust. 1, dotyczące w szczególności:

1) produkcji i zużycia energii elektrycznej w kraju,

2) ceny energii elektrycznej rozliczanej na rynku bilansującym,

3) ilości energii elektrycznej rozliczanej na rynku bilansującym,

4) zagregowanej dyspozycyjności jednostek wytwórczych,

5) produkcji energii, o której mowa w § 14 ust. 1 pkt 2,

6) wymiany międzynarodowej,

7) remontów i odstawień jednostek wytwórczych i sieci,

8) awarii jednostek wytwórczych i sieci

za okres minionych 7 dni, w podziale na podstawowe okresy równe jednej godzinie.

4. Operatorzy systemów rozdzielczych udostępniają dane i informacje, o których mowa w
ust. 1–3, w zakresie dotyczącym ich udziału w realizacji zgłoszonych umów sprzedaży energii, o których mowa w § 17.

5. Operatorzy są obowiązani do odpowiedniej ochrony przekazywanych do nich danych handlowych i informacji dotyczących podmiotów, z którymi zawarte są umowy.

2. Usługi przesyłowe, o których mowa w ust. 1, obejmują:

1) przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej,

2) utrzymywanie ciągłości i niezawodności dostaw energii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym,

3) prowadzenie rozliczeń dla podmiotów zgłaszających zawarte umowy sprzedaży, o których mowa w § 17, do realizacji operatorowi systemu przesyłowego lub operatorom systemów rozdzielczych.

1) strony umowy,

2) miejsce dostarczenia energii elektrycznej,

3) moc umowną,

4) termin rozpoczęcia świadczenia usług przesyłowych,

5) grupę taryfową, według której będą dokonywane rozliczenia z tytułu świadczonych usług przesyłowych, oraz warunki zmiany grupy taryfowej, a także warunki wprowadzania zmian cen i stawek opłat, sposoby prowadzenia rozliczeń i obliczania należności oraz terminy regulowania należności,

6) szczegółowe dane charakteryzujące zakres i tryb realizacji usług przesyłowych,

7) sposób przeprowadzania pomiarów dostarczanej energii elektrycznej,

8) standardy jakościowe energii elektrycznej inne niż określone w odrębnych przepisach,

9) warunki zgłaszania umowy sprzedaży, o której mowa w § 17, do realizacji oraz rozliczania odchyleń między ilościami energii zgłoszonymi a pomierzonymi, zapewniające rezerwową sprzedaż energii dla odbiorcy lub kupowania od odbiorcy, występujących u niego, nadwyżek energii elektrycznej,

10) warunki eksploatacyjno-ruchowe inne niż określone w instrukcji, o której mowa w § 29,

11) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, a w szczególności standardów jakościowych obsługi odbiorców, o których mowa w § 32,

12) termin ważności umowy oraz postanowienia dotyczące zmiany warunków umowy i jej wypowiedzenia.

2. Umowa przesyłowa zawierana z przedsiębiorstwem energetycznym zajmującym się:

1) wytwarzaniem energii elektrycznej określa dodatkowo obowiązki stron wynikające z realizacji usługi, o której mowa w § 22 ust. 2 pkt 2,

2) obrotem energią elektryczną określa dodatkowo podmiot upoważniony do dokonywania zgłoszeń grafików poboru i wprowadzenia energii przez jednostki wytwórcze i odbiorcze.

1) odbiorca nabył prawo do korzystania z usług przesyłowych, na podstawie odrębnych przepisów,

2) istnieją układy pomiarowo-rozliczeniowe niezbędne do realizacji tej umowy,

3) istnieją możliwości świadczenia usług przesyłowych bez pogorszenia innym odbiorcom warunków dostaw energii elektrycznej, o których mowa w art. 4 ustawy, lub postanowienia umowy zawartej między podmiotem występującym o świadczenie usług przesyłowych a przedsiębiorstwem energetycznym zajmującym się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej zapewniają takie możliwości,

4) zostały uzgodnione warunki zmian umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych przed dniem wejścia w życie rozporządzenia.

1) przesyłowej – prowadzi operator systemu przesyłowego,

2) rozdzielczej – prowadzi operator systemu rozdzielczego.

1) prowadzenia ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej oraz koordynacji ruchu sieci rozdzielczych 110 kV, w sposób zapewniający bezpieczną pracę krajowego systemu elektroenergetycznego oraz równe traktowanie stron,

2) dotrzymywania parametrów i warunków umożliwiających dostarczanie energii elektrycznej o jakości wymaganej w odrębnych przepisach,

3) zapewnienia sprawnego funkcjonowania połączeń krajowego systemu elektroenergetycznego z zagranicznymi systemami elektroenergetycznymi,

4) prognozowania krajowego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną,

5) sporządzania i udostępniania koordynacyjnych planów produkcji energii elektrycznej i utrzymywania mocy dyspozycyjnej, w tym planów sporządzanych na okres roku, w terminie do dnia 30 listopada roku poprzedniego,

6) sporządzania i udostępniania dobowych planów pracy jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci przesyłowej oraz innych jednostek wytwórczych, na podstawie zawartych umów,

7) dysponowania mocą jednostek wytwórczych, o których mowa w pkt 6, oraz sterowania przepływami energii elektrycznej w sieci przesyłowej, w celu realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej i świadczenia usług przesyłowych, z uwzględnieniem wymiany z innymi połączonymi sieciami,

8) sterowania przepływami energii elektrycznej w sieci przesyłowej, z uwzględnieniem wymiany z innymi połączonymi sieciami,

9) zapewniania odpowiedniego poziomu i struktury rezerw mocy oraz usług systemowych, w celu dotrzymania standardowych parametrów energii elektrycznej, a w szczególności częstotliwości określonej w § 32 ust. 1 pkt 1,

10) wprowadzania, na podstawie odrębnych przepisów, ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,

11) likwidowania awarii lub zagrożeń dla bezpiecznej pracy sieci przesyłowej, a także koordynacji likwidacji awarii systemowej, rozumianej jako zdarzenie ruchowe, w wyniku którego następuje wyłączenie z ruchu synchronicznego części krajowego systemu elektroenergetycznego, która produkuje lub pobiera z sieci energię elektryczną w ilości co najmniej 5% całkowitej bieżącej produkcji,

12) zbierania, przekazywania lub udostępniania zagregowanych danych i informacji niezbędnych dla prowadzenia ruchu sieciowego i bezpieczeństwa energetycznego kraju,

13) zrównoważenia, w każdym podstawowym okresie równym 1 godzinie, podaży i zapotrzebowania na energię elektryczną w krajowym systemie elektroenergetycznym przy określonych wartościach salda wymiany z zagranicą,

14) określenia, rejestrowania i publikowania parametrów dotyczących pracy krajowego systemu elektroenergetycznego, wynikających z wymagań jego prawidłowej pracy i mających istotne znaczenie dla prowadzenia obrotu energią elektryczną.

1) prowadzenia ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej w sposób zapewniający bezpieczną pracę krajowego systemu elektroenergetycznego oraz równe traktowanie stron,

2) dotrzymywania parametrów i warunków umożliwiających dostarczanie energii elektrycznej o jakości wymaganej w odrębnych przepisach,

3) zapewnienia funkcjonowania połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi, w zakresie wynikającym z umowy zawartej z operatorem systemu przesyłowego,

4) prognozowania zapotrzebowania na moc i energię elektryczną dla obszaru, na którym działa,

5) sporządzania i udostępniania koordynacyjnych planów produkcji energii elektrycznej, utrzymywania mocy dyspozycyjnej, w tym planu sporządzanego na okres roku, oraz przekazywania tych planów operatorowi systemu przesyłowego, w terminie do dnia 15 listopada roku poprzedniego,

6) sporządzania i udostępniania dobowych planów pracy jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej,

7) dysponowania mocą jednostek wytwórczych, o których mowa w pkt 6, oraz sterowania przepływami energii elektrycznej w sieci rozdzielczej, w celu realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej i świadczenia usług przesyłowych,

8) sterowania przepływami energii elektrycznej w sieci rozdzielczej, z uwzględnieniem wymiany z innymi połączonymi sieciami,

9) zapewniania odpowiedniego poziomu i struktury rezerw mocy oraz usług systemowych, w celu dotrzymania standardowych parametrów energii elektrycznej, w zakresie wynikającym z umowy zawartej z operatorem systemu przesyłowego,

10) wprowadzania, na zasadach określonych w odrębnych przepisach, ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,

11) likwidowania awarii lub zagrożeń dla bezpiecznej pracy sieci rozdzielczej,

12) zbierania i udostępniania zagregowanych danych oraz informacji niezbędnych dla prowadzenia ruchu sieciowego i bezpieczeństwa energetycznego kraju,

13) określenia, rejestrowania i udostępniania parametrów dotyczących pracy systemów rozdzielczych, wynikających z wymagań jego prawidłowej pracy i mających istotne znaczenie dla prowadzenia handlu energią elektryczną,

14) przekazywania planów rozwoju sieci operatorowi systemu przesyłowego, w zakresie sieci o napięciu znamionowym 110 kV.

2. Dla zapewnienia niezawodnego sterowania ruchem sieci instrukcja, o której mowa w § 29, opracowana przez operatora systemu rozdzielczego, powinna być zgodna z instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.

1) utrzymania we właściwym stanie technicznym sieci oraz jej połączeń z innymi sieciami,

2) opracowania oraz uzgodnienia planów wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej, na zasadach określonych w odrębnych przepisach,

3) zapewniania ciągłości, niezawodności i efektywności funkcjonowania sieci,

4) rozwoju sieci oraz połączeń z innymi sieciami w celu zapewnienia ciągłości i niezawodności dostarczania energii elektrycznej.

2. Operator systemu przesyłowego i rozdzielczego są obowiązani do odpowiedniej ochrony danych, uzyskanych od przyłączonych podmiotów dla realizacji obowiązku, o którym mowa w ust. 1.

2. Instrukcja ruchu i eksploatacji określa procedury i zasady wykonywania czynności związanych z ruchem sieciowym i eksploatacją sieci, a w szczególności:

1) zasady i procedury przyłączania do sieci instalacji i innych sieci,

2) zakres i zasady przeprowadzania okresowych przeglądów i kontroli stanu technicznego sieci oraz przyłączonych do niej urządzeń, instalacji i innych sieci,

3) zasady postępowania w przypadku wystąpienia zagrożeń ciągłości dostarczania energii elektrycznej lub wystąpienia awarii w systemie,

4) procedury wprowadzania przerw i ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej,

5) sposób prowadzenia ruchu sieci, w tym:

a) programowania pracy sieci,

b) prowadzenia dokumentacji ruchu sieciowego,

c) zakres współpracy ruchowej i eksploatacyjnej z przyłączonymi do sieci instalacjami, urządzeniami i innymi sieciami.

3. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci opracowana dla sieci przesyłowej określa zasady bilansowania energii elektrycznej, o której mowa w § 19.

1) częstotliwość 50 Hz z maksymalnymi odchyleniami od -0,5 Hz do +0,2 Hz,

2) dopuszczalne odchylenie napięcia od znamionowego w czasie 15 minut w przedziale od –10% do +5% w sieciach o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV i w sieci o napięciu 400 kV oraz ±10% w sieciach o napięciu znamionowym 110 i 220 kV,

3) współczynniki odkształcenia napięcia oraz zawartość poszczególnych harmonicznych odniesionych do harmonicznej podstawowej nie mogą przekraczać odpowiednio:

a) 1,5% i 1,0% – dla miejsc przyłączenia leżących w sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110kV,

b) 2,5% i 1,5% – dla miejsc przyłączenia leżących w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 110 kV i wyższym niż 30 kV,

c) 5,0% i 3,0% – dla miejsc przyłączenia leżących w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 30 kV i wyższym niż 1 kV,

d) 8,0% i 5,0% – dla miejsc przyłączenia leżących w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV,

4) warunkiem utrzymania napięcia w granicach określonych w pkt 1–3 jest pobieranie przez odbiorcę mocy nie większej od mocy umownej, przy współczynniku tg φ nie większym niż 0,4.

2. Łączny czas trwania w ciągu roku wyłączeń awaryjnych, liczony dla poszczególnych wyłączeń od zgłoszenia przez odbiorcę braku zasilania do jego przywrócenia, dla grup przyłączeniowych IV i V nie może przekroczyć:

1) 72 godzin – w okresie do dnia 31 grudnia 2002 r.,

2) 60 godzin – w okresie od dnia 1 stycznia 2003 r. do dnia 31 grudnia 2004 r.,

3) 48 godzin – w okresie od dnia 1 stycznia 2005 r.

3. Czas trwania jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej dla grup przyłączeniowych IV i V nie może przekroczyć:

1) 48 godzin – w okresie do dnia 31 grudnia 2002 r.,

2) 36 godzin – w okresie od dnia 1 stycznia 2003 r. do dnia 31 grudnia 2004 r.,

3) 24 godzin – w okresie od dnia 1 stycznia 2005 r.

4. Dla grup przyłączeniowych l–III i VI dopuszczalny łączny czas trwania w ciągu roku wyłączeń awaryjnych oraz czas trwania jednorazowych przerw, o których mowa w ust. 2 i 3, określa umowa sprzedaży lub umowa przesyłowa.

1) przyjmowania przez całą dobę zgłoszeń i reklamacji od odbiorców,

2) bezzwłocznego usuwania zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej, spowodowanych nieprawidłową pracą sieci,

3) udzielania odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie wznowienia dostarczania energii elektrycznej przerwanego z powodu awarii w sieci,

4) powiadamiania odbiorców, z co najmniej pięciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, w formie:

a) ogłoszeń prasowych, komunikatów radiowych lub telewizyjnych lub w inny sposób zwyczajowo przyjęty na danym terenie – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV,

b) indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocą innego środka telekomunikacji – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV,

5) informowania na piśmie, co najmniej:

a) z tygodniowym wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, o zamierzonej zmianie nastawień w automatyce zabezpieczeniowej i innych parametrach mających wpływ na współpracę ruchową z siecią,

b) z rocznym wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV, o konieczności dostosowania instalacji do zmienionych warunków zasilania,

c) z 3-letnim wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, o konieczności dostosowania instalacji do zmienionego napięcia znamionowego, podwyższonego poziomu mocy zwarcia i innych warunków funkcjonowania sieci,

6) odpłatnego podjęcia stosownych czynności w sieci, w celu umożliwienia bezpiecznego wykonania przez odbiorcę lub inny podmiot prac w obszarze oddziaływania tej sieci,

7) nieodpłatnego udzielania informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych taryf,

8) rozpatrywania wniosku lub reklamacji odbiorcy w sprawie rozliczeń i udzielenia odpowiedzi, nie później niż w terminie 14 dni od dnia złożenia wniosku lub zgłoszenia reklamacji,

9) udzielania upustów, w wysokości określonej w taryfach, za niedotrzymanie parametrów, o których mowa w § 32.

1) co najmniej dwukrotnie w ciągu kolejnych 12 miesięcy nie uregulował w terminie należności związanych z dostarczaniem energii elektrycznej,

2) nie ma tytułu prawnego do obiektu lub lokalu, do którego jest dostarczana energia elektryczna,

3) użytkuje obiekt lub lokal dorywczo, w sposób uniemożliwiający cykliczne sprawdzanie stanu układu pomiarowo-rozliczeniowego.

2. Koszty zakupu i zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego, o którym mowa w ust. 1, ponosi odbiorca.

3. W razie nieuzasadnionej odmowy odbiorcy na zainstalowanie przedpłatowego układu pomiarowo-rozliczeniowego i pokrycia kosztów, o których mowa w ust. 2, przedsiębiorstwo energetyczne może wstrzymać dostarczanie energii elektrycznej lub rozwiązać umowę sprzedaży tej energii.

2. Odbiorca ma prawo żądać laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego; badanie laboratoryjne przeprowadza się w ciągu 14 dni od dnia zgłoszenia żądania.

3. Odbiorca pokrywa koszty sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego oraz badania laboratoryjnego tylko w przypadku, gdy w wyniku badania laboratoryjnego nie stwierdzono nieprawidłowości w działaniu elementów układu pomiarowo-rozliczeniowego.

4. W ciągu 30 dni od dnia otrzymania protokołu badania laboratoryjnego odbiorca może zlecić wykonanie ekspertyzy badanego uprzednio układu pomiarowo-rozliczeniowego, a przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane umożliwić przeprowadzenie takiej ekspertyzy.

5. Koszty ekspertyzy, o której mowa w ust. 4, pokrywa odbiorca.

6. W przypadku stwierdzenia nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowo-rozliczeniowego, przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane do zwrotu kosztów, o których mowa w ust. 3 i 5, a także dokonania korekty należności za dostarczoną energię elektryczną.

Minister Gospodarki: J. Steinhoff