Dziennik Ustaw - rok 2005 nr 2 poz. 6

Na podstawie art. 9 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2003 r. Nr 153, poz. 1504, z późn. zm.²⁾) zarządza się, co następuje:

1) przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, zwanej dalej „siecią", oraz tryb ich przyłączania, kryteria podziału przyłączanych podmiotów albo odbiorców na grupy;

2) obrotu energią elektryczną;

3) świadczenia usług przesyłowych;

4) prowadzenia ruchu sieciowego i eksploatacji sieci elektroenergetycznych, w tym zadania przedsiębiorstw energetycznych odpowiedzialnych za ruch sieciowy i eksploatację sieci.

2. Rozporządzenie określa także:

1) podstawowe elementy umowy o przyłączenie, umowy sprzedaży i umowy przesyłowej;

2) standardy jakościowe obsługi odbiorców energii elektrycznej, parametry techniczne energii elektrycznej oraz zakres informacji przekazywanych między przedsiębiorstwami energetycznymi, a także między przedsiębiorstwami energetycznymi a odbiorcami.

1) ustawa – ustawę z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;

2) operator – operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;

3) koordynowana sieć 110 kV – część sieci dystrybucyjnej 110 kV, w której przepływy energii elektrycznej zależą także od warunków pracy sieci przesyłowej;

4) wytwórca – przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej, którego urządzenia współpracują z siecią;

5) moc przyłączeniowa – 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;

6) moc umowna – moc czynną, pobieraną lub wprowadzaną do sieci, określoną w:

a) umowie przesyłowej oraz umowie zawierającej postanowienia umowy sprzedaży i umowy przesyłowej, jako wartość maksymalną ze średnich wartości tej mocy, w okresie 15 minut,

b) umowie przesyłowej zawieranej między operatorami, jako wartość maksymalną ze średnich wartości tej mocy, w okresie godziny, lub

c) umowie sprzedaży zawieranej między wytwórcą a przedsiębiorstwem energetycznym niebędącym wytwórcą lub odbiorcą korzystającym z prawa dostępu do sieci, w okresie godziny;

7) miejsce dostarczania – punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne dostarcza energię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie, umowie przesyłowej albo w umowie sprzedaży energii elektrycznej;

8) przyłącze – odcinek lub element sieci służący do połączenia urządzeń, instalacji lub sieci odbiorcy o wymaganej przez niego mocy przyłączeniowej z siecią przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego na rzecz tego odbiorcy usługę polegającą na przesyłaniu energii elektrycznej;

9) oferta bilansująca – ofertę produkcyjno-cenową zwiększenia produkcji energii elektrycznej lub zmniejszenia produkcji tej energii albo poboru energii elektrycznej dla jednostki grafikowej, składaną w ramach rynku bilansującego, zawierającą dane handlowe i techniczne;

10) usługi systemowe – usługi świadczone na rzecz operatorów, niezbędne do prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, zapewniające zachowanie określonych parametrów niezawodnościowych dostarczania energii elektrycznej i jakości tej energii;

11) rezerwa mocy – niewykorzystaną w danym okresie zdolność jednostek wytwórczych do wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej do sieci;

12) układ pomiarowo-rozliczeniowy – liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub rozliczeniowo-pomiarowe, a także układy połączeń między nimi, służące bezpośrednio lub pośrednio do pomiarów energii elektrycznej i rozliczeń za tę energię;

13) jednostka wytwórcza – opisany poprzez dane techniczne i handlowe wyodrębniony zespół urządzeń należących do przedsiębiorstwa energetycznego, służący do wytwarzania energii elektrycznej i wyprowadzania mocy;

14) jednostka grafikowa – zbiór rzeczywistych bądź wirtualnych miejsc dostarczania lub odbioru energii elektrycznej;

15) grafiki obciążeń – zbiór danych określających planowane wielkości wprowadzenia do sieci energii elektrycznej lub jej poboru przez jednostkę grafikową, oddzielnie dla poszczególnych okresów rozliczeniowych rynku bilansującego;

16) grafiki handlowe – zbiór danych określających ilość energii elektrycznej wynikającą z umów sprzedaży energii elektrycznej przypisaną jednostce grafikowej, oddzielnie dla poszczególnych okresów rozliczeniowych rynku bilansującego;

17) rynek bilansujący – mechanizm bieżącego bilansowania zapotrzebowania na energię elektryczną i wytwarzania tej energii w krajowym systemie elektroenergetycznym;

18) wyłączenie awaryjne – wyłączenie urządzeń samoczynne – automatycznie lub przez obsługę ruchową – ręcznie, w przypadku zagrożenia bezpieczeństwa tego urządzenia lub innych urządzeń, instalacji i sieci albo zagrożenia bezpieczeństwa osób, mienia lub środowiska.

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

2) grupa II – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym 110 kV;

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 niż 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym niż 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 na zasadach określonych w umowie o przyłączenie zastąpione przyłączem docelowym, lub podmioty przyłączone do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy niż rok.

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

2. Wnioskodawca składa wniosek o określenie warunków przyłączenia w przedsiębiorstwie energetycznym zajmującym się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, do którego sieci ubiega się o przyłączenie.

3. Wzór wniosku o określenie warunków przyłączenia udostępnia przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej.

4. Przepisy ust. 1–3 stosuje się odpowiednio w przypadku zmiany przez podmiot przyłączony do sieci zapotrzebowania na moc lub energię elektryczną.

1) oznaczenie wnioskodawcy;

2) określenie mocy przyłączeniowej dla każdego miejsca dostarczania energii elektrycznej;

3) przewidywane roczne zużycie energii elektrycznej;

4) przewidywany termin rozpoczęcia dostarczania energii elektrycznej lub jej poboru;

5) parametry techniczne, charakterystykę ruchową i eksploatacyjną przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci, w przypadku podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych l–IV;

6) określenie minimalnej mocy wymaganej dla zapewnienia bezpieczeństwa osób i mienia w przypadku wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej podmiotom zaliczanym do grup przyłączeniowych l–III;

7) parametry techniczne układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej, w przypadku podmiotów zaliczonych do grup przyłączeniowych l–IV;

8) informacje techniczne dotyczące wprowadzanych zakłóceń przez urządzenia wnioskodawcy oraz charakterystykę obciążeń, niezbędne do określenia warunków przyłączenia.

2. Wniosek o określenie warunków przyłączenia dla wytwórców powinien zawierać dodatkowo:

1) określenie:

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 lub ich grup;

2) wielkość planowanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną w celu pokrycia potrzeb własnych.

3. Wniosek o określenie warunków przyłączenia może zawierać także wymagania dotyczące odmiennych od standardowych parametry techniczne energii elektrycznej lub parametry jej dostarczania, w tym:

1) dopuszczalnej zawartości wyższych harmonicznych;

2) dopuszczalnej asymetrii napięć;

3) dopuszczalnych odchyleń i wahań napięcia energii elektrycznej.

4. Do wniosku o określenie warunków przyłączenia należy dołączyć:

1) dokument potwierdzający tytuł prawny wnioskodawcy do korzystania z obiektu, w którym używane będą przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci, a w przypadku nieposiadania tego dokumentu w dniu składania wniosku oświadczenie o jego złożeniu przed podpisaniem umowy o przyłączenie;

2) plan zabudowy lub szkic sytuacyjny określający usytuowanie obiektu, w którym będą używane przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci, względem istniejącej sieci oraz sąsiednich obiektów;

3) ekspertyzę wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny, z wyłączeniem jednostek wytwórczych o mocy nie większej niż 5 MW, wykonaną w zakresie i na warunkach uzgodnionych z operatorem, na którego obszarze działania nastąpi przyłączenie, jeżeli wniosek składają podmioty zaliczane do l grupy przyłączeniowej albo podmioty zaliczane do 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 o określenie warunków przyłączenia;

5) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem;

6) wymagania wynikające z instrukcji ruchu i eksploatacji sieci, o której mowa w § 29;

7) graniczne parametry techniczne przyłączanych urządzeń, instalacji i sieci oraz dopuszczalny poziom zmienności parametrów technicznych energii elektrycznej w rozumieniu przepisów prawa telekomunikacyjnego dotyczących kompatybilności elektromagnetycznej;

8) miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego;

9) wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego;

10) rodzaj i usytuowanie zabezpieczenia głównego, dane znamionowe oraz inne niezbędne wymagania w zakresie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i systemowej;

11) wartości w miejscu dostarczania energii elektrycznej:

a) prądów zwarć wielofazowych i czasów ich wyłączania,

b) prądu zwarcia doziemnego;

12) wymagany stopień skompensowania mocy biernej;

13) 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;

14) możliwości dostarczania energii elektrycznej w warunkach odmiennych od standardowych;

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

2. Warunki przyłączenia oraz zakres i warunki wykonania ekspertyzy, o której mowa w § 6 ust. 4 pkt 3, wymagają uzgodnienia z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego w odniesieniu do:

1) podmiotów zaliczonych do II grupy przyłączeniowej, przyłączanych do sieci o napięciu znamionowym 110 kV;

2) połączeń sieci krajowych i międzynarodowych o napięciu znamionowym 110 kV.

3. Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na prowadzenie działalności gospodarczej w zakresie przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej niebędące operatorem, przed określeniem warunków przyłączenia uzgadnia je z operatorem, do którego sieci jest przyłączone.

4. Jeżeli warunki przyłączenia, wydawane przez przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na prowadzenie działalności gospodarczej w zakresie przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej niebędące operatorem, wymagają uzgodnienia z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego, przedsiębiorstwo energetyczne, które zostało wyznaczone na operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, dokonuje ich uzgodnień.

5. Warunki przyłączenia są przekazywane wnioskodawcy wraz z projektem umowy o przyłączenie.

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

7. Uzgodnienia, o których mowa w ust. 2–4, są dokonywane przez operatorów w terminie nieprzekraczającym 60 dni od dnia złożenia dokumentów dotyczących warunków przyłączenia albo warunków połączenia sieci określonych w umowie.

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 umowy;

2) przedmiot umowy wynikający z warunków przyłączenia;

3) termin realizacji przyłączenia;

4) wysokość opłaty za przyłączenie, obliczoną zgodnie z taryfą obowiązującą w dniu podpisania umowy 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 zajmującym się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej a przyłączanym podmiotem;

9) planowane ilości energii elektrycznej pobieranej albo dostarczanej oraz przewidywany termin zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy przesyłowej;

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 przyłączenia.

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 zawarły tę umowę, oraz przedsiębiorstwa zajmującego się przesyłem i dystrybucją, z którym uzgodniono warunki przyłączenia.

3. Wyniki prób i odbiorów, o których mowa w ust. 2, są potwierdzane przez strony, które zawarły umowę o przyłączenie, 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;

5) w złączu zintegrowanym z układem pomiarowo-rozliczeniowym – zaciski na listwie zaciskowej w kierunku instalacji odbiorczej.

2. Warunki połączenia sieci między przedsiębiorstwami energetycznymi posiadającymi koncesję na prowadzenie działalności gospodarczej w zakresie przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej niebędącymi operatorami określa umowa o przyłączenie; warunki te wymagają uzgodnienia z operatorem lub operatorami prowadzącymi ruch tej sieci.

3. Uzgodnienia, o których mowa w ust. 1 i 2, są dokonywane przez operatorów w terminie nieprzekraczającym 60 dni od dnia złożenia dokumentów dotyczących warunków połączenia sieci określonych w umowie.

2. Umowa sprzedaży energii elektrycznej zawierająca postanowienia umowy przesyłowej określa:

1) strony umowy;

2) przedmiot umowy;

3) miejsca dostarczania energii elektrycznej oraz miejsca pomiaru tej energii;

4) moc umowną oraz warunki jej zmiany;

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

6) odstępstwa od standardów jakościowych obsługi odbiorców, o których mowa w § 33, oraz parametrów technicznych energii elektrycznej, o których mowa w § 34 ust. 1 i 3;

7) grupę taryfową, według której będą dokonywane rozliczenia z tytułu sprzedaży energii elektrycznej i świadczonych usług przesyłowych, warunki zmiany grupy taryfowej oraz wprowadzania zmian cen i stawek opłat, sposoby prowadzenia rozliczeń i obliczania należności za dostarczaną energię elektryczną, a także terminy regulowania tych 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 § 24 pkt 12,

c) zgłaszania godzinowych grafików obciążeń przez odbiorcę zamawiającego moc umowną powyżej 5 MW;

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

10) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, w tym standardów jakościowych obsługi odbiorców energii elektrycznej;

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

3. Umowa sprzedaży energii elektrycznej zawarta przez przedsiębiorstwo energetyczne z odbiorcą, który nabył prawo do korzystania z usług przesyłowych i z tego prawa korzysta oraz umowa sprzedaży energii elektrycznej zawarta między przedsiębiorstwami energetycznymi określa:

1) strony umowy;

2) przedmiot umowy;

3) miejsca dostarczania energii elektrycznej oraz miejsca pomiaru tej energii;

4) stawki opłat, sposoby prowadzenia rozliczeń i obliczania należności za dostarczoną energię elektryczną oraz terminy regulowania tych należności;

5) zasady uzgadniania grafików handlowych;

6) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy;

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

2. Odpowiedzialny za bilansowanie, o którym mowa w ust. 1:

1) realizuje zadania związane z bilansowaniem dostarczanej energii elektrycznej poprzez udział w rynku bilansującym;

2) zawiera umowę przesyłową z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego w zakresie prowadzenia rozliczeń dla zgłaszających umowy sprzedaży energii elektrycznej, o których mowa w § 14 ust. 3, o ile spełnione zostaną wymagania określone w instrukcji opracowanej dla sieci przesyłowej, o której mowa w § 29.

2. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej:

1) dostarcza energię elektryczną zgodnie z obowiązującymi parametrami technicznymi energii elektrycznej i na warunkach określonych w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub w umowie przesyłowej;

2) instaluje na własny koszt układ pomiarowo-rozliczeniowy, w przypadku podmiotów zaliczonych do grup przyłączeniowych IV–VI, zasilanych z sieci o napięciu nie wyższym niż 1 kV, z wyłączeniem jednostek wytwórczych;

3) informuje odbiorców o terminach planowanych przerw i ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej z wyprzedzeniem umożliwiającym przygotowanie się odbiorcy do wystąpienia tych przerw lub ograniczeń;

4) niezwłocznie przystępuje do likwidacji przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej i zakłóceń w jej dostarczaniu;

5) umożliwia odbiorcy wgląd do wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego oraz dokumentów stanowiących podstawę do rozliczeń za dostarczoną energię elektryczną oraz kontroli prawidłowości wskazań tych układów.

1) pobiera moc i energię elektryczną zgodnie z obowiązującymi przepisami i na warunkach określonych w umowie;

2) utrzymuje należącą do niego sieć lub wewnętrzną instalację zasilającą i odbiorczą w należytym stanie technicznym;

3) terminowo reguluje należności za energię elektryczną oraz inne należności związane z dostarczaniem tej energii;

4) utrzymuje użytkowaną nieruchomość w sposób niepowodujący utrudnień w prawidłowym funkcjonowaniu sieci, a w szczególności zachowuje wymagane odległości od istniejących urządzeń i instalacji, w przypadku stawiania obiektów budowlanych i sadzenia drzew, zgodnie z wymaganiami określonymi w przepisach Prawa budowlanego;

5) powierza budowę lub dokonywanie zmian w instalacji elektrycznej osobom posiadającym odpowiednie uprawnienia i kwalifikacje;

6) umożliwia upoważnionym przedstawicielom przedsiębiorstwa energetycznego dostęp, 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) zabezpiecza przed uszkodzeniem układ pomiarowo-rozliczeniowy i zabezpieczenia główne na warunkach ustalonych w umowie, jeżeli znajdują się na terenie lub w obiekcie odbiorcy;

8) niezwłocznie informuje przedsiębiorstwo energetyczne 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) dostosowuje swoje urządzenia do zmienionych warunków funkcjonowania sieci, o których został uprzednio powiadomiony zgodnie z § 33 pkt 5.

2. Przepisy ust. 1 stosuje się odpowiednio do przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się obrotem energią elektryczną, które sprzedają energię elektryczną wytwarzaną na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej z odnawialnych źródeł energii innemu przedsiębiorstwu energetycznemu, kupującemu tę energię w celu wykonania obowiązku, o którym mowa w art. 9a ust. 1 ustawy.

3. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, objętej obowiązkiem zakupu na podstawie art. 9a ust. 1 ustawy, powinny przekazywać do operatora sieci, do którego bezpośrednio są przyłączone, informacje o ilości tej energii zakupionej przez poszczególne przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się obrotem tej energii.

4. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, objętej obowiązkiem zakupu na podstawie art. 9a ust. 2 ustawy, powinny przekazywać do operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego informacje o ilości tej energii planowanej do sprzedaży w danym roku obowiązywania taryfy oraz zakupionej w celu wykonania tego obowiązku przez poszczególnych operatorów systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego.

5. Informacje, o których mowa w ust. 4, są podstawą do rozliczania przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego kosztów wynikających z różnicy pomiędzy ceną zakupu energii elektrycznej ze skojarzonych źródeł energii a ceną sprzedaży tej energii określoną zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 46 ustawy.

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

1) przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej;

2) utrzymywanie ciągłości dostarczania i odbioru energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym i niezawodności jej dostarczania;

3) utrzymywanie parametrów technicznych energii elektrycznej;

4) prowadzenie rozliczeń dla zgłaszających umowy sprzedaży, o których mowa w § 14 ust. 3.

1) strony umowy;

2) miejsca dostarczania energii elektrycznej;

3) moc umowną w każdym miejscu dostarczania energii elektrycznej oraz warunki jej zmiany;

4) termin rozpoczęcia świadczenia usług przesyłowych;

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

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

7) sposób przeprowadzania pomiarów dostarczanej energii elektrycznej;

8) odstępstwa od parametrów technicznych energii elektrycznej, o których mowa w § 34 ust. 2, oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców energii elektrycznej, o których mowa w § 36 ust. 1 i 3;

9) warunki zgłaszania do realizacji umowy sprzedaży, o której mowa w § 14 ust. 2, a także rozliczania odchyleń między ilościami energii elektrycznej zgłoszonymi w grafiku handlowym a ilościami tej energii pomierzonymi;

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

11) warunki utrzymania niezawodności dostarczania energii elektrycznej i ciągłości jej dostarczania;

12) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, w tym standardów jakościowych obsługi odbiorców energii elektrycznej;

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

2. Umowa przesyłowa, oprócz wymagań określonych w ust. 1, określa dodatkowo, w przypadku gdy jest zawierana:

1) z wytwórcą – obowiązki stron wynikające z realizacji usług przesyłowych w zakresie określonym w § 19 ust. 2 pkt 2 i 3;

2) między operatorem a przedsiębiorstwem energetycznym posiadającym koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej niebędącym operatorem – warunki świadczenia usług przesyłowych dla odbiorców przyłączonych do sieci tego przedsiębiorstwa, w zakresie określonym w § 19 ust. 2 pkt 1–3;

3) między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego – warunki świadczenia usług przesyłowych dla odbiorców znajdujących się na obszarze działania operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, w zakresie określonym w § 19 ust. 2.

2. Grafiki obciążeń zgłaszane dla jednostek wytwórczych powinny uwzględniać ograniczenia w dostarczaniu energii elektrycznej, w tym określone przez wytwórcę ograniczenia wynikające z technicznych warunków pracy elektrownii oraz ogłoszone przez operatora ograniczenia ilości wprowadzanej energii elektrycznej do poszczególnych węzłów sieciowych lub grup tych węzłów wynikające z warunków technicznych pracy sieci elektroenergetycznej.

3. Grafiki obciążeń należy zgłaszać także do operatora, do którego sieci jest przyłączona jednostka grafikowa, której dotyczą te grafiki.

1) sporządza plan produkcji i przepływów energii elektrycznej na podstawie:

a) prognozowanego zapotrzebowania na energię elektryczną w systemie elektroenergetycznym,

b) zgłoszeń grafików obciążeń, o których mowa w § 21 ust. 2, oraz umów sprzedaży, o których mowa w § 14 ust. 3,

c) ofert bilansujących,

d) dostępnych rezerw mocy oraz usług systemowych,

e) przepływów energii elektrycznej między krajowym systemem elektroenergetycznym i systemami zagranicznymi, ustalonych zgodnie z procedurami obowiązującymi w wymianie międzynarodowej,

f) zidentyfikowanych ograniczeń, w zakresie realizacji dostarczania energii elektrycznej, wynikających z warunków pracy sieci i przyłączonych jednostek wytwórczych;

2) w dniu dostarczania energii elektrycznej, realizując plan, o którym mowa w pkt 1, bilansuje produkcję energii elektrycznej z rzeczywistym poborem tej energii przez:

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

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

3) po dniu, w którym dostarczana była energia elektryczna, dokonuje rozliczeń wymiany tej energii pomiędzy uczestnikami rynku bilansującego.

2. Dane, o których mowa w ust. 1, zawierają w szczególności:

1) prognozowane krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną;

2) prognozowaną, zbiorczą dla obszaru kraju, moc dyspozycyjną jednostek wytwórczych;

3) przewidywaną wymianę międzynarodową;

4) ograniczenia sieciowe wraz z podaniem ich przyczyn.

3. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego udostępnia informacje dotyczące w szczególności:

1) produkcji i zużycia energii elektrycznej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej;

2) średnich cen za energię elektryczną rozliczaną na rynku bilansującym;

3) ilości energii elektrycznej rozliczanej na rynku bilansującym;

4) wymiany międzynarodowej;

5) awarii jednostek wytwórczych i sieci.

4. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego udostępnia dane i informacje, o których mowa w ust. 1–3, w zakresie dotyczącym jego udziału w realizacji zgłoszonych umów sprzedaży, o których mowa w § 14 ust. 3.

1) określa potrzeby systemu elektroenergetycznego w zakresie zapewnienia odpowiedniej zdolności do przesyłania energii elektrycznej oraz mocy źródeł tej energii;

2) opracowuje plany rozwoju systemu elektroenergetycznego obejmującego sieć przesyłową i koordynowaną sieć 110 kV, na okres nie krótszy niż 5 lat;

3) planuje techniczne możliwości pokrycia krajowego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną oraz udostępnia ich wyniki, sporządzając okresowe plany koordynacyjne zawierające w szczególności: prognozę krajowego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną, planowany bilans krajowy mocy, plan wyłączeń elementów sieci przesyłowej i koordynowanej sieci 110 kV oraz planowane ograniczenia sieciowe;

4) sporządza i udostępnia dobowe plany pracy jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci przesyłowej oraz koordynowanej sieci 110 kV, jeżeli wynika to ze współpracy, o której mowa w § 28;

5) steruje przepływami energii elektrycznej w sieci przesyłowej oraz w koordynowanej sieci 110 kV w zakresie wynikającym ze współpracy, o której mowa w § 27;

6) opracowuje standardy wymiany energii elektrycznej pomiędzy systemami elektroenergetycznymi;

7) zapewnia odpowiedni poziom i strukturę rezerw mocy oraz usług systemowych, w celu dotrzymania standardów jakości energii elektrycznej, w szczególności częstotliwości określonej w § 34 ust. 1 pkt 1 i ust. 3 pkt 1;

8) opracowuje procedury i zasady wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, niezbędnych dla zapewnienia bezpieczeństwa funkcjonowania systemu przesyłowego elektroenergetycznego;

9) minimalizuje koszty bilansowania systemu przesyłowego elektroenergetycznego oraz koszty ograniczeń sieciowych;

10) publikuje dane umożliwiające weryfikację prawidłowego prowadzenia pracy systemu przesyłowego elektroenergetycznego, uwzględniającego minimalizację kosztów bilansowania;

11) likwiduje awarie lub zagrożenia w celu bezpiecznej pracy systemu przesyłowego elektroenergetycznego, a także koordynuje działanie mające na celu likwidację awarii w koordynowanej sieci 110 kV;

12) zbiera dane, przekazuje lub udostępnia zbiorcze dane i informacje niezbędne dla prowadzenia ruchu sieciowego i bezpieczeństwa energetycznego kraju;

13) równoważy, w okresie równym godzinie, zapotrzebowanie na energię elektryczną w systemie elektroenergetycznym, przy określonych wartościach salda wymiany energii elektrycznej z zagranicą;

14) określa, rejestruje i publikuje parametry dotyczące pracy systemu elektroenergetycznego;

15) uwzględnia zgłoszone przez wytwórców ograniczenia dotyczące jednostek wytwórczych uczestniczących w rynku bilansującym w sposób zapewniający nieprzenoszenie kosztów, wynikających z tych ograniczeń, na inne podmioty.

1) prowadzi ruch i eksploatację sieci rozdzielczej, współpracując z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego w zakresie określonym w § 27;

2) prognozuje zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną na obszarze swego działania;

3) sporządza i udostępnia koordynacyjne plany produkcji energii elektrycznej oraz utrzymywania wielkości mocy źródeł pozostających w gotowości do wytwarzania energii elektrycznej, w tym plan sporządzany na okres roku;

4) sporządza i udostępnia dobowe plany pracy jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, z uwzględnieniem współpracy z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego określonej w § 27;

5) steruje przepływami energii elektrycznej w sieci rozdzielczej, w celu realizacji umowy sprzedaży energii elektrycznej i umowy przesyłowej;

6) zapewnia odpowiedni poziom i strukturę rezerw mocy oraz usług systemowych, w celu dotrzymania parametrów technicznych energii elektrycznej, w zakresie wynikającym z umowy zawartej z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego;

7) opracowuje procedury i zasady wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej niezbędne dla zapewnienia bezpieczeństwa funkcjonowania systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;

8) minimalizuje koszty funkcjonowania systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, w tym koszty usuwania ograniczeń;

9) publikuje dane umożliwiające weryfikację prawidłowego prowadzenia pracy systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, uwzględniającego minimalizację kosztów jego funkcjonowania;

10) likwiduje awarie lub zagrożenia dla bezpiecznej pracy sieci rozdzielczej;

11) zbiera dane i udostępnia zbiorcze dane oraz informacje niezbędne dla prowadzenia ruchu sieciowego i bezpieczeństwa energetycznego kraju;

12) określa, rejestruje i udostępnia parametry dotyczące pracy systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego.

1) zapewniają dotrzymanie parametrów technicznych energii elektrycznej, ciągłość i niezawodność dostarczania energii elektrycznej i efektywność funkcjonowania sieci;

2) zapewniają rozwój sieci oraz połączeń z innymi sieciami, w tym środki techniczne niezbędne do sterowania i nadzoru pracy sieci, w celu utrzymywania ciągłości i niezawodności dostarczania energii elektrycznej;

3) opracowują plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej, na zasadach określonych w odrębnych przepisach, oraz uzgadniają te plany.

1) układy pracy koordynowanej sieci 110 kV oraz sposób współpracy w zakresie planowania i prowadzenia ruchu w tej sieci;

2) sposób współpracy w zakresie:

a) planowania technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną w systemie elektroenergetycznym,

b) opracowywania planów zapobiegania i usuwania awarii i zagrożeń bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego oraz możliwości odbudowy systemu,

c) planowania rozwoju sieci oraz sporządzania planów rozwoju, o których mowa w art. 16 ustawy;

3) sposoby planowania i dysponowania mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV, a także koordynacji likwidowania awarii w tej sieci;

4) we współpracy z innymi operatorami sposoby:

a) funkcjonowania systemów transmisji danych dla koordynowanej sieci 110 kV i wymagania techniczne dla tych systemów,

b) stosowania układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i automatyki systemowej dla koordynowanej sieci 110 kV i jednostek wytwórczych przyłączonych do tej sieci.

2. W przypadku wystąpienia awarii i zagrożeń, o których mowa w ust. 1 pkt 2 lit. b, operator może dokonać awaryjnych wyłączeń urządzeń, instalacji i sieci, niezależnie od ograniczeń wynikających z § 36 ust. 1 i 2, w trybie określonym w instrukcji, o której mowa w § 29.

1) wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych;

2) sposób zgłaszania nowych parametrów technicznych jednostek wytwórczych lub zmienionych tych parametrów;

3) sposób uzgadniania planowych postojów związanych z remontem jednostek wytwórczych oraz zgłaszania ubytków mocy;

4) zasady dysponowania mocą;

5) zasady synchronizacji i odstawiania jednostek wytwórczych;

6) sposób współpracy w zakresie opracowywania planów zapobiegania i usuwania awarii oraz zagrożeń bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego obejmującego sieć 400 kV, 220 kV i 110 kV, a także sporządzania projektów odbudowy systemu;

7) wymagania dotyczące produkcji energii elektrycznej w związku z ograniczeniami sieciowymi;

8) sposób funkcjonowania systemów transmisji danych dla sieci przesyłowej i koordynowanej sieci 110 kV oraz wymagania techniczne dla tych systemów.

2. Instrukcja określa procedury i sposób wykonywania czynności związanych z ruchem sieciowym i eksploatacją sieci, w szczególności:

1) parametry techniczne sieci;

2) wymagania techniczne sieci, urządzeń i instalacji przyłączonych do sieci;

3) sposób i procedury przyłączania i odłączania od sieci instalacji i innych sieci;

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

5) sposób postępowania w przypadku wystąpienia zagrożeń ciągłości dostarczania energii elektrycznej lub wystąpienia awarii w systemie elektroenergetycznym;

6) procedury wprowadzania przerw i ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej;

7) sposób prowadzenia ruchu sieciowego, 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;

8) planowanie rozwoju sieci i współpracy w tym zakresie;

9) systemy i formy zbierania, przekazywania i wymiany informacji.

3. Instrukcja opracowana dla sieci przesyłowej określa dodatkowo:

1) sposób:

a) bilansowania i prowadzenia rozliczeń za energię elektryczną, o których mowa w § 22,

b) kontraktowania, wykorzystywania i rozliczeń rezerw oraz usług systemowych,

c) kontraktowania i rozliczania generacji wymuszonej,

d) definiowania jednostek grafikowych na podstawie zbioru miejsc dostarczania energii elektrycznej;

2) zasady i warunki wymiany międzysystemowej.

4. Instrukcja opracowana dla sieci rozdzielczej określa także sposób realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej w zakresie nieobjętym w instrukcji opracowanej dla sieci przesyłowej.

5. Instrukcja opracowana dla sieci rozdzielczej powinna uwzględniać postanowienia instrukcji ruchu i eksploatacji sieci opracowanej dla sieci przesyłowej i być z nią zgodna.

1) standardy jakościowe obsługi odbiorców przez przedsiębiorstwa energetyczne;

2) parametry techniczne energii elektrycznej dostarczanej z sieci.

1) przyjmuje od odbiorców, przez całą dobę, zgłoszenia i reklamacje dotyczące dostarczania energii elektrycznej z sieci;

2) bezzwłocznie przystępuje do usuwania zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej, spowodowanych nieprawidłową pracą sieci;

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

4) powiadamia 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 komunikowania się – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV;

5) informuje na piśmie, z co najmniej:

a) 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) rocznym wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV, o konieczności dostosowania instalacji do zmienionego napięcia znamionowego, podwyższonego poziomu prądów zwarcia i innych warunków funkcjonowania sieci,

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

6) odpłatnie podejmuje stosowne czynności w sieci w celu umożliwienia bezpiecznego wykonania, przez odbiorcę lub inny podmiot, prac w obszarze oddziaływania tej sieci;

7) nieodpłatnie udziela informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych taryf;

8) rozpatruje wnioski lub reklamacje odbiorcy w sprawie rozliczeń i udziela odpowiedzi, nie później niż w terminie 14 dni od dnia złożenia wniosku lub zgłoszenia reklamacji, chyba że w umowie między stronami określono inny termin, z wyłączeniem spraw określonych w pkt 9, które są rozpatrywane w terminie 14 dni od zakończenia stosownych kontroli i pomiarów;

9) na wniosek odbiorcy, w miarę możliwości technicznych i organizacyjnych, dokonuje sprawdzenia dotrzymania parametrów technicznych energii elektrycznej, dostarczanej z sieci, określonych w § 34 ust. 1 i 3 lub w umowie, poprzez wykonanie odpowiednich pomiarów; w przypadku zgodności zmierzonych parametrów ze standardami określonymi w § 34 ust. 1 i 3 lub w umowie, koszty sprawdzenia i pomiarów ponosi odbiorca na zasadach określonych w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub umowie przesyłowej;

10) na pisemny wniosek odbiorcy, po rozpatrzeniu i uznaniu jego zasadności, udziela upustu w wysokości określonej w taryfie za niedotrzymanie standardów jakości energii elektrycznej, o których mowa w § 34 ust. 1 i 3.

1) wartość średnia częstotliwości, mierzonej przez 10 sekund w miejscach przyłączenia, powinna być zawarta w przedziale:

a) 50 Hz ± 1 % (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 95 % tygodnia,

b) 50 Hz + 4 %/ -6 % (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100 % tygodnia;

2) w każdym tygodniu 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego powinno mieścić się w przedziale odchyleń:

a) ±10 % napięcia znamionowego dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV i 220 kV,

b) +5 %/ -10 % napięcia znamionowego dla sieci o napięciu znamionowym 400 kV;

3) przez 95 % czasu każdego tygodnia wskaźnik długookresowego migotania światła p_lt spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie powinien być większy od 0,8;

4) w ciągu każdego tygodnia 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych:

a) składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego, powinno mieścić się w przedziale od 0 % do 1 % wartości składowej kolejności zgodnej,

b) dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego, powinno być mniejsze lub równe wartościom określonym w poniższej tabeli:

5) współczynnik odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego THD, uwzględniający wyższe harmoniczne do rzędu 40, powinien być mniejszy lub równy 3 %;

6) warunkiem utrzymania dolnych parametrów napięcia zasilającego w granicach określonych w pkt 1–5, jest pobieranie przez odbiorcę mocy nie większej od mocy umownej, przy współczynniku tgφ nie większym niż 0,4.

2. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych l i II, ustalone w ust. 1 parametry techniczne energii elektrycznej dostarczanej z sieci mogą być zastąpione w całości lub w części innymi parametrami technicznymi tej energii określonymi przez strony w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub umowie przesyłowej.

3. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych III–V ustala się następujące parametry techniczne energii elektrycznej:

1) wartość średnia częstotliwości, mierzonej przez 10 sekund, powinna być zawarta w przedziale:

a) 50 Hz ± 1 % (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 95 % tygodnia,

b) 50 Hz + 4 %/ -6 % (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100 % tygodnia;

2) w każdym tygodniu 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego powinno, wyłączając przerwy w zasilaniu, mieścić się w przedziale odchyleń ± 10 % napięcia znamionowego;

3) przez 95 % czasu każdego tygodnia wskaźnik długookresowego migotania światła p_lt spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie powinien być większy od 1;

4) w ciągu każdego tygodnia 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych:

a) składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego, powinno mieścić się w przedziale od 0 % do 2 % wartości składowej kolejności zgodnej,

b) dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego, powinno być mniejsze lub równe wartościom określonym w poniższej tabeli:

5) współczynnik odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego THD, uwzględniający wyższe harmoniczne do rzędu 40, powinien być mniejszy lub równy 8 %;

6) warunkiem utrzymania parametrów napięcia zasilającego w granicach określonych w pkt 1–5 jest pobieranie przez odbiorcę mocy nie większej od mocy umownej, przy współczynniku tgφ nie większym niż 0,4.

4. Napięcie znamionowe sieci niskiego napięcia musi odpowiadać wartości 230/400 V.

5. Dla grupy przyłączeniowej VI parametry techniczne energii elektrycznej dostarczanej z sieci określa umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa przesyłowa.

2. Przez wskaźnik długookresowego migotania światła P_lt , o którym mowa w § 34, należy rozumieć wskaźnik obliczany na podstawie sekwencji 12 kolejnych wartości wskaźników krótkookresowego migotania światła P_st, (mierzonych przez 10 minut) występujących w okresie 2 godzin, według wzoru:

2. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych IV i V, dopuszczalny czas trwania:

1) jednorazowej przerwy awaryjnej w dostarczaniu energii elektrycznej z sieci nie może przekroczyć 24 godzin;

2) wyłączeń awaryjnych w ciągu roku, liczony dla poszczególnych wyłączeń od momentu uzyskania przez przedsiębiorstwo energetyczne informacji o wystąpieniu przerwy w dostarczaniu tej energii do chwili przywrócenia jej dostarczania, nie może przekroczyć 48 godzin.

3. Przedsiębiorstwo energetyczne, do którego sieci przyłączeni są odbiorcy, może ustalić, dla poszczególnych grup przyłączeniowych, dopuszczalne poziomy zaburzeń parametrów technicznych energii elektrycznej niepowodujących pogorszenia parametrów określonych w § 34 ust. 1 i 3, albo ustalonych w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub umowie przesyłowej.

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, niebędący właścicielem układu pomiarowo-rozliczeniowego, pokrywa koszty sprawdzenia prawidłowości działania tego układu 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 wyniku badania laboratoryjnego, o którym mowa w ust. 3, odbiorca może zlecić wykonanie dodatkowej ekspertyzy badanego uprzednio układu pomiarowo-rozliczeniowego; przedsiębiorstwo energetyczne umożliwia 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 zwraca koszty, o których mowa w ust. 3 i 5, a także dokonuje korekty należności za dostarczoną energię elektryczną.

7. Po zakończeniu dostarczania energii elektrycznej, a także w przypadku wymiany układu pomiarowo-rozliczeniowego w trakcie jej dostarczania, przedsiębiorstwo energetyczne wydaje odbiorcy dokument zawierający dane identyfikujące układ pomiarowo-rozliczeniowy i stan wskazań licznika w chwili demontażu.

1) łączny czas trwania wyłączeń awaryjnych w ciągu roku wynosił do 60 godzin;

2) jednorazowa przerwa awaryjna w dostarczaniu energii elektrycznej wynosiła do 36 godzin.

2. W terminie 18 miesięcy od dnia wejścia w życie rozporządzenia operatorzy wydadzą techniczne warunki przyłączenia dla przyłączy użytkowanych przed dniem wejścia w życie rozporządzenia przez podmioty zaliczane do l i II grupy przyłączeniowej, które mają zawarte umowy przesyłowe.

Minister Gospodarki i Pracy: J. Hausner

¹⁾ Minister Gospodarki i Pracy kieruje działem administracji rządowej – gospodarka, na podstawie § 1 ust. 2 pkt 1 rozporządzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 11 czerwca 2004 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Gospodarki i Pracy (Dz. U. Nr 134, poz. 1428).

²⁾ Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2003 r. Nr 203, poz. 1966 oraz z 2004 r. Nr 29, poz. 257, Nr 34, poz. 293, Nr 91, poz. 875, Nr 96, poz.959 i Nr 173, poz. 1808.

³⁾ Niniejsze rozporządzenie było poprzedzone rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców (Dz. U. Nr 85, poz. 957), które na podstawie art. 5 ustawy z dnia 24 lipca 2002 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 135, poz. 1144) utraciło moc z dniem 1 stycznia 2004 r.