Dziennik Ustaw - rok 2020 poz. 2026

Na podstawie art. 9 ust. 3 i 4 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2020 r. poz. 833, 843, 1086, 1378 i 1565) zarządza się, co następuje:

1) w § 1 w pkt 13 kropkę zastępuje się średnikiem i dodaje się pkt 14 i 15 w brzmieniu:

„14) zakres i sposób udostępniania użytkownikom sieci i operatorom innych systemów elektroenergetycznych, z którymi system przesyłowy jest połączony, informacji o:

a) warunkach świadczenia usług przesyłania energii elektrycznej niezbędnych do uzyskania dostępu do sieci przesyłowej, korzystania z tej sieci i krajowego systemu elektroenergetycznego oraz pracy krajowego systemu elektroenergetycznego, w tym w szczególności dotyczących realizacji obrotu transgranicznego, zarządzania siecią i bilansowania systemu, planowanych wyłączeniach jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci przesyłowej oraz jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV, a także o ubytkach mocy tych jednostek wytwórczych,

b) ofertach bilansujących składanych dla jednostek wytwórczych, o których mowa w lit. a;

15) zakres i sposób informowania odbiorcy przez sprzedawcę o ilości zużytej przez tego odbiorcę energii elektrycznej w poprzednim roku oraz sposób informowania o miejscu, w którym są dostępne informacje o przykładowym zużyciu energii elektrycznej dla danej grupy przyłączeniowej odbiorców, środkach poprawy efektywności energetycznej w rozumieniu ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej (Dz. U. z 2020 r. poz. 264 i 284) i charakterystykach technicznych efektywnych energetycznie urządzeń.”;

2) w § 2:

a) po pkt 2 dodaje się pkt 2a w brzmieniu:

„2a) aktywne uczestnictwo w bilansowaniu systemu – składanie operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego ofert bilansujących oraz świadczenie usług systemowych w granicach i na zasadach określonych w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 6);”,

b) w pkt 4 lit. b otrzymuje brzmienie:

„b) kondensacyjną o mocy osiągalnej równej lub wyższej niż 100 MW przyłączoną do koordynowanej sieci 110 kV lub szczytowo-pompową przyłączoną do koordynowanej sieci 110 kV, albo”,

c) pkt 10 otrzymuje brzmienie:

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

a) umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, umowie sprzedaży energii elektrycznej albo umowie kompleksowej jako wartość nie mniejszą niż wyznaczoną jako wartość maksymalną ze średniej wartości mocy w okresie 15 minut, z uwzględnieniem współczynników odzwierciedlających specyfikę układu zasilania odbiorcy, albo

b) umowie o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, zawieranej między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającym co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, jako średnią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w sieciowych miejscach dostarczania energii elektrycznej, wyznaczoną na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych, albo

c) umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, zawieranej między operatorami systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającymi co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, jako średnią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych w miejscach połączeń sieci operatorów systemów dystrybucyjnych, wyznaczoną na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych;”,

d) po pkt 10 dodaje się pkt 10a w brzmieniu:

„10a) moduł parku energii – moduł parku energii w rozumieniu art. 2 pkt 17 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (Dz. Urz. UE L 112 z 27.04.2016 , str. 1, z późn. zm.³⁾);”,

e) w pkt 12 wyraz „wytwarzania” zastępuje się wyrazami „dostawy lub odbioru”,

f) po pkt 12 dodaje się pkt 12a w brzmieniu:

„12a) okres rozliczania niezbilansowania – okres rozliczania niezbilansowania w rozumieniu art. 2 pkt 10 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania;”,

g) pkt 15 otrzymuje brzmienie:

„15) przyłącze – odcinek lub element sieci służący do połączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, dostosowany do mocy przyłączeniowej, z pozostałą częścią sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego na rzecz podmiotu przyłączanego usługę przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;”,

h) po pkt 17 dodaje się pkt 17a w brzmieniu:

„17a) rynkowa cena energii elektrycznej – cenę wyznaczaną dla każdej godziny doby jako ważona wolumenem transakcji średnia z cen energii elektrycznej określonych w systemie kursu jednolitego:

a) w ramach jednolitego łączenia rynków dnia następnego, o którym mowa w art. 38–50 rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (Dz. Urz. UE L 197 z 25.07.2015, str. 24, z późn. zm.⁴⁾), oraz

b) na rynkach dnia następnego prowadzonych przez giełdę towarową w rozumieniu ustawy z dnia 26 października 2000 r. o giełdach towarowych (Dz. U. z 2019 r. poz. 312), na rynku organizowanym przez podmiot prowadzący na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej rynek regulowany;”,

i) pkt 20 otrzymuje brzmienie:

„20) swobodne bilansowanie – bilansowanie systemu elektroenergetycznego z wykorzystaniem dostępnych w danym okresie zakresów mocy określonych w ofertach bilansujących o najniższych cenach; za dostępny zakres mocy uznaje się możliwy do wykorzystania w aktualnych warunkach pracy sieci zakres mocy dyspozycyjnej jednostki wytwórczej lub innych zasobów reprezentowanych w jednostce grafikowej aktywnie uczestniczącej w bilansowaniu systemu;”;

3) skreśla się użyty w § 2 w pkt 4 we wprowadzeniu do wyliczenia i w pkt 5, w § 21 w ust. 5 i 5a, w § 24 w ust. 3 we wprowadzeniu do wyliczenia i w pkt 3, w § 34 we wprowadzeniu do wyliczenia oraz w § 35 w ust. 2 pkt 4 i 6 wyraz „(JWCD)”;

4) skreśla się użyty w § 2 w pkt 5 oraz w § 24 w ust. 4 we wprowadzeniu do wyliczenia wyraz „(JWCK)”;

5) § 4 i § 5 otrzymują brzmienie:

„§ 4. Z wyjątkiem przypadków, o których mowa w art. 7 ust. 8d⁴–8d⁷ ustawy, przyłączenie podmiotu do sieci następuje na podstawie umowy o przyłączenie do sieci i po spełnieniu warunków przyłączenia do sieci, zwanych dalej „warunkami przyłączenia”.

§ 5. Wymagania techniczne w zakresie przyłączania do sieci jednostek wytwórczych, urządzeń odbiorców końcowych, linii bezpośrednich lub połączeń z siecią sieci dystrybucyjnych elektroenergetycznych lub połączeń międzysystemowych określają przepisy rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (Dz. Urz. UE L 158 z 14.06.2019, str. 54), zwanego dalej „rozporządzeniem 2019/943”, przepisy wydane na podstawie art. 59, art. 60 i art. 61 rozporządzenia 2019/943, w tym metody, warunki, wymogi i zasady dotyczące wymagań technicznych w zakresie przyłączania do sieci jednostek wytwórczych, urządzeń odbiorców końcowych, linii bezpośrednich lub połączeń z siecią sieci dystrybucyjnych elektro-energetycznych lub połączeń międzysystemowych, ustanowione na podstawie rozporządzeń Komisji Europejskiej wydanych na podstawie art. 59, art. 60 i art. 61 rozporządzenia 2019/943 oraz załącznik nr 1 do rozporządzenia.”;

6) w § 6:

a) ust. 1 i 2 otrzymują brzmienie:

„1. Z wyjątkiem przypadków, o których mowa w art. 7 ust. 8d⁴–8d⁷ ustawy, podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci, zwany dalej „wnioskodawcą”, składa wniosek o określenie warunków przyłączenia w przedsiębiorstwie energetycznym zajmującym się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, do którego sieci ubiega się o przyłączenie.

2. Wzór wniosku o określenie warunków przyłączenia ustala oraz udostępnia przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej; we wzorze wniosku o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej podmiotu zaliczanego do I lub II grupy przyłączeniowej powinien być określony co najmniej taki zakres informacji, jaki zawiera wzór wniosku ustalony przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego.”,

b) dodaje się ust. 4 w brzmieniu:

„4. Wzór wniosku o określenie warunków przyłączenia dla wytwórcy zawiera pouczenie o zasadach i terminie wniesienia zaliczki, o której mowa w art. 7 ust. 8a ustawy.”;

7) w § 7:

a) w ust. 1 pkt 5 i 6 otrzymują brzmienie:

„5) parametry techniczne, charakterystykę ruchową i eksploatacyjną przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci, w przypadku podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I–IV oraz grupy przyłączeniowej VI o mocy powyżej 40 kW;

6) określenie mocy minimalnej poboru dla zapewnienia bezpieczeństwa osób i mienia, na podstawie przepisów wydanych na podstawie art. 11 ust. 6 ustawy, w przypadku wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej;”,

b) w ust. 2 w pkt 1 w lit. b po wyrazach „jednostek wytwórczych” dodaje się wyrazy „oraz mocy maksymalnej, o której mowa w art. 2 pkt 16 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci”,

c) w ust. 5:

– wprowadzenie do wyliczenia otrzymuje brzmienie:

„Do wniosku o określenie warunków przyłączenia, oprócz dokumentów wymienionych w art. 7 ust. 8d ustawy, o ile są wymagane, należy dołączyć:”,

– uchyla się pkt 4,

d) uchyla się ust. 6,

e) dodaje się ust. 7 w brzmieniu:

„7. Przepisy ust. 2 stosuje się odpowiednio do posiadaczy magazynów energii elektrycznej.”;

8) po § 7 dodaje się § 7a w brzmieniu:

„§ 7a. 1. Jeżeli wniosek, o którym mowa w § 6 ust. 1, jest niezgodny z wzorem, o którym mowa w § 6 ust. 2, nie spełnia wymagań określonych odpowiednio dla danego rodzaju wniosku w § 7 ust. 1–5 lub wymagań określonych w art. 7 ust. 8d i 8d¹ ustawy, przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej wzywa wnioskodawcę do usunięcia braków w terminie 14 dni od dnia otrzymania wezwania z pouczeniem, że nieusunięcie braków w wyznaczonym terminie spowoduje pozostawienie wniosku bez rozpoznania.

2. W przypadku nieusunięcia braków w wyznaczonym terminie, wniosek pozostawia się bez rozpoznania, o czym przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej informuje wnioskodawcę.”;

9) w § 8:

a) w ust. 1 po pkt 1 dodaje się pkt 1a i 1b w brzmieniu:

„1a) nieruchomość, obiekt lub lokal, do których energia elektryczna ma być dostarczana lub z których ma być odbierana;

1b) miejsce rozgraniczenia własności sieci przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej i urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu przyłączanego;”,

b) po ust. 1 dodaje się ust. 1a w brzmieniu:

„1a. W przypadku przyłączenia do sieci przesyłowej miejsce:

1) przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci,

2) rozgraniczenia własności sieci przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem energii elektrycznej i urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu przyłączanego oraz

3) dostarczania energii elektrycznej

– określa się w stacji elektroenergetycznej, chyba że przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem energii elektrycznej określi inne miejsce.”,

c) ust. 2 otrzymuje brzmienie:

„2. Warunki przyłączenia wytwórcy lub posiadacza magazynu energii elektrycznej jako odbiorcy mocy i energii czynnej na potrzeby własne powinny określać: wymagania, dane i informacje, o których mowa w ust. 1, oraz wymagany stopień skompensowania mocy biernej podczas postoju wymagającego zasilania potrzeb własnych oraz wprowadzania przez wytwórcę lub posiadacza magazynu energii elektrycznej do sieci wyprodukowanej lub zmagazynowanej energii elektrycznej czynnej oraz podczas ładowania magazynu energii elektrycznej.”,

d) w ust. 3 wprowadzenie do wyliczenia otrzymuje brzmienie:

„Warunki przyłączenia do sieci dystrybucyjnej oraz zakres i warunki wykonania ekspertyzy, o której mowa w art. 7 ust. 8e ustawy, wymagają uzgodnienia z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego w przypadku:”,

e) po ust. 3 dodaje się ust. 3a w brzmieniu:

„3a. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada bezpośrednich połączeń z siecią przesyłową, oraz przedsiębiorstwo energetyczne niebędące operatorem przed wydaniem warunków przyłączenia dla wytwórcy należącego do III, IV lub V grupy przyłączeniowej uzgadniają je z operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, którego sieć dystrybucyjna posiada bezpośrednie połączenia z siecią przesyłową, z którego siecią ten operator lub to przedsiębiorstwo są połączeni.”,

f) uchyla się ust. 7;

10) uchyla się § 9;

11) w § 10:

a) ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Warunki połączenia koordynowanej sieci 110 kV pomiędzy:

1) operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych,

2) operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego a urządzeniami, instalacjami lub sieciami zlokalizowanymi poza terytorium Rzeczypospolitej Polskiej

– określa umowa o połączenie; warunki te wymagają uzgodnienia z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego.”,

b) po ust. 1 dodaje się ust. 1a w brzmieniu:

„1a. Warunki połączenia, o których mowa w ust. 1 pkt 2, określa się, jeżeli dotyczą wyłącznie pracy w układach wydzielonych, poprzez wyodrębnienie jednostek wytwórczych lub obszarów sieci dystrybucyjnej.”;

12) w § 13:

a) w ust. 4 pkt 5 otrzymuje brzmienie:

„5) przekazuje odbiorcy, wytwórcy energii elektrycznej, posiadaczowi magazynu energii elektrycznej, sprzedawcy, podmiotowi odpowiedzialnemu za bilansowanie handlowe, dostawcy mocy, o którym mowa w art. 2 ust. 1 pkt 4 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2020 r. poz. 247 i 1565), a także innym podmiotom upoważnionym przez odbiorcę, dane pomiarowe na zasadach określonych w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, lub w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania;”,

b) dodaje się ust. 6 w brzmieniu:

„6. Przepisy ust. 1–5 dotyczące odbiorców stosuje się do posiadaczy magazynów energii elektrycznej.”;

13) po § 13 dodaje się § 13a w brzmieniu:

„§ 13a. W ramach publikowania informacji o warunkach świadczenia usług przesyłania energii elektrycznej niezbędnych do uzyskania dostępu do sieci przesyłowej, korzystania z tej sieci i krajowego systemu elektroenergetycznego oraz pracy krajowego systemu elektroenergetycznego operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego udostępnia, na swoich stronach internetowych, użytkownikom sieci oraz operatorom innych systemów elektroenergetycznych, z którymi system przesyłowy jest połączony, informacje, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 12 ustawy, oraz:

1) instrukcję, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, wraz z jej zmianami;

2) warunki dotyczące bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania;

3) obowiązującą taryfę;

4) wzorce umów o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej;

5) wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia do sieci przesyłowej;

6) prognozy wielkości zdolności przesyłowych w obrocie transgranicznym;

7) zdolności przesyłowe w obrocie transgranicznym oferowane przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, a także planowane oraz zrealizowane przepływy mocy w obrocie transgranicznym;

8) informacje o planowanych remontach i odstawieniach jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych oraz powykonawczo o ubytkach mocy tych jednostek;

9) informacje o ofertach bilansujących składanych w odniesieniu do jednostek wytwórczych, o których mowa w pkt 8, oraz innych jednostek grafikowych aktywnie uczestniczących w bilansowaniu systemu, z podziałem na technologie; informacje publikuje się w podziale na technologie wytwarzania energii oraz w sposób zanonimizowany.”;

14) § 14 otrzymuje brzmienie:

„§ 14. Sprzedawca, wytwórca, posiadacz magazynu energii elektrycznej lub podmiot przez nich upoważniony, zawierając umowę o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, wskazują w tej umowie podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe. W przypadku odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej podmiot odpowiedzialny za bilansowanie wskazuje sprzedawca wybrany przez tego odbiorcę, z którym odbiorca ten zawarł umowę sprzedaży albo umowę kompleksową.”;

15) w § 15 dodaje się ust. 3 w brzmieniu:

„3. Przepisy ust. 1 i 2 dotyczące wytwórców stosuje się do posiadaczy magazynów energii elektrycznej.”;

16) § 17 i § 18 otrzymują brzmienie:

„§ 17. 1. Plany remontów lub wyłączenia z ruchu urządzeń, instalacji w zakresie, w jakim mają wpływ na ruch i eksploatację sieci, do której są przyłączone, wymagają zgłoszenia zgodnie z zasadami określonymi w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, do:

1) operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, jeśli urządzenia lub instalacje są przyłączone do sieci przesyłowej lub sieci koordynowanej sieci 110 kV;

2) operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, jeśli urządzenia lub instalacje są przyłączone do jego sieci dystrybucyjnej.

2. W przypadku wystąpienia kolizji między zgłoszonym terminem remontu urządzenia, wyłączenia instalacji lub sieci a ograniczeniami wynikającymi z planowanych w tym okresie warunków pracy sieci, operator pisemnie informuje zgłaszającego o tej kolizji.

3. Jeżeli remont lub wyłączenie, o których mowa w ust. 1, prowadziłoby do zagrożenia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej w związku z wystąpieniem kolizji z ograniczeniami wynikającymi z planowanych warunków pracy sieci, podmiot dysponujący przyłączonym urządzeniem, instalacją lub siecią:

1) przesuwa termin tego remontu lub wyłączenia – w przypadku wystąpienia kolizji remontu lub wyłączenia z ograniczeniami wynikającymi z planowanych w tym okresie warunków pracy sieci, o których właściwy operator poinformował na swojej stronie internetowej co najmniej 3 miesiące przed zgłoszoną datą tego remontu lub wyłączenia;

2) uzgadnia z właściwym operatorem termin tego remontu lub wyłączenia umożliwiający bezpieczną realizację zgłoszenia – w przypadku innym niż określony w pkt 1.

4. Operator systemu elektroenergetycznego publikuje na swoich stronach internetowych i na bieżąco aktualizuje wykaz ograniczeń dotyczących pracy urządzeń lub instalacji w związku z planowanymi warunkami pracy sieci. Informacje te powinny obejmować okres zgodny z trybem planowania pracy sieci określonym w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy.

§ 18. 1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego zapewnia dostęp do połączeń międzysystemowych, w zakresie posiadanych zdolności przesyłowych, na warunkach uzgodnionych z operatorami systemów przesyłowych państw sąsiadujących z terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, z wykorzystaniem mechanizmu udostępniania zdolności przesyłowych spełniającego wymagania niedyskryminacji i przejrzystości.

2. W odniesieniu do udostępniania zdolności przesyłowych połączeń międzysystemowych, łączących Rzeczpospolitą Polską z innymi państwami członkowskimi Unii Europejskiej, stosuje się w szczególności zasady wynikające z rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi, rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1719 z dnia 26 września 2016 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące długoterminowej alokacji zdolności przesyłowych (Dz. Urz. UE L 259 z 27.09.2016, str. 42) i rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania oraz zasady określone w metodach, warunkach, wymogach i zasadach dotyczących udostępniania zdolności przesyłowych połączeń międzysystemowych, przyjętych na ich podstawie, wynikające z rozporządzenia 2019/943 i rozporządzeń Komisji Europejskiej wydanych na podstawie art. 59 i art. 61 tego rozporządzenia lub w metodach, warunkach, wymogach i zasadach, przyjętych na podstawie tych rozporządzeń.”;

17) w § 19:

a) ust. 2 otrzymuje brzmienie:

„2. Oferty bilansujące przekazywane operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego przez wytwórców posiadających jednostki wytwórcze centralnie dysponowane dotyczą każdego okresu rozliczania niezbilansowania dla kolejnej doby.”,

b) dodaje się ust. 3 w brzmieniu:

„3. Składający ofertę bilansującą może zaktualizować ją co najmniej do czasu zamknięcia bramki dla rynku dnia bieżącego, o którym mowa w art. 59 rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego może nałożyć ograniczenia w zakresie aktualizacji ofert bilansujących zgodnie z art. 24 ust. 6 lub ust. 7 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania.”;

18) w § 20 ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Rozliczenia wynikające z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu prowadzi operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego.”;

19) w § 21:

a) ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Rozliczenia wynikające z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczanej i pobranej z systemu prowadzi się na podstawie:

1) przekazanych informacji o ilości energii elektrycznej wynikającej z zawartych umów sprzedaży energii elektrycznej;

2) zmierzonych ilości energii elektrycznej rzeczywiście wytworzonej lub pobranej z sieci;

3) ilości energii elektrycznej wynikających z poleceń operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego dotyczących wykorzystania ofert bilansujących.”,

b) po ust. 1 dodaje się ust. 1a w brzmieniu:

„1a. Na potrzeby rozliczenia z podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie handlowe z tytułu różnicy ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i 2, w zakresie, w jakim ta różnica nie wynika z poleceń operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, o których mowa w ust. 1 pkt 3, stosuje się cenę wyznaczoną jako odpowiadająca cenie swobodnego bilansowania, przy czym jeżeli suma ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 3, w zakresie użytym do równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię:

1) jest ujemna (przekontraktowanie) – cena wyznaczana na potrzeby tego rozliczenia jest nie wyższa niż rynkowa cena energii elektrycznej;

2) jest dodatnia (niedokontraktowanie) – cena wyznaczana na potrzeby tego rozliczenia jest nie niższa niż rynkowa cena energii elektrycznej.”,

c) ust. 2 i 3 otrzymują brzmienie:

„2. W rozliczeniach wynikających z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczanej i pobranej z systemu cenę za tę energię ustala się jako:

1) sumę ceny wyznaczonej zgodnie z ust. 1a i składnika bilansującego – w przypadku energii elektrycznej pobranej z systemu przesyłowego elektroenergetycznego;

2) różnicę między ceną wyznaczoną zgodnie z ust. 1a a składnikiem bilansującym – w przypadku energii elektrycznej dostarczonej do systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

3. Cenę swobodnego bilansowania, o której mowa w ust. 1a, określa się jako cenę krańcową wyznaczoną dla każdego okresu rozliczania niezbilansowania na podstawie ofert bilansujących dla swobodnego bilansowania.”,

d) ust. 6 otrzymuje brzmienie:

„6. W przypadku gdy praca jednostki wytwórczej centralnie dysponowanej odbywa się na polecenie operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego ze względów innych niż swobodne bilansowanie, rozliczeń wynikających z pracy tej jednostki w następstwie wykonania tego polecenia dokonuje się na podstawie:

1) cen wymuszonej dostawy energii elektrycznej, zwanych dalej „CWD”,

2) cen wymuszonego odbioru energii elektrycznej, zwanych dalej „CWO”,

3) cen uruchomienia, zwanych dalej „CU”

– ustalonych zgodnie z § 21a w umowie o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej.”,

e) po ust. 6 dodaje się ust. 6a i 6b w brzmieniu:

„6a. W rozliczeniach z tytułu energii elektrycznej dostarczonej do systemu w celu usunięcia ograniczeń, o których mowa w § 24 ust. 5, jako cenę za tę energię stosuje się niższą z cen:

1) cenę średnią z CWD i CWO pomniejszoną o koszt, o którym mowa w § 21a ust. 1 pkt 2;

2) cenę swobodnego bilansowania.

6b. W przypadku energii elektrycznej odebranej z systemu przez magazyn energii elektrycznej w celu usunięcia ograniczeń, o których mowa w § 24 ust. 5, jako cenę za tę energię stosuje się wyższą z cen, o których mowa w ust. 6a pkt 1 i 2.”,

f) uchyla się ust. 7–11;

20) po § 21 dodaje się § 21a w brzmieniu:

„§ 21a. 1. CWD dla jednostki wytwórczej wyznacza się na podstawie:

1) kosztu paliwa podstawowego wyznaczonego zgodnie z ust. 3, pomnożonego przez 1,05;

2) jednostkowego kosztu uprawnień do emisji dwutlenku węgla wyznaczonego na podstawie aktualnej wartości rynkowej uprawnień do emisji w rozumieniu art. 3 pkt 22 ustawy z dnia 12 czerwca 2015 r. o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (Dz. U. z 2020 r. poz. 136 i 284) oraz kosztów zmiennych zakupu tych uprawnień przez pośredników;

3) współczynnika przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną, wyznaczonego na podstawie potwierdzonej niezależną ekspertyzą charakterystyki zużycia energii chemicznej w paliwie w funkcji generowanej mocy elektrycznej, ustalonego dla co najmniej jednego i co najwyżej dziesięciu przedziałów mocy, przy czym:

a) dla jednostki wytwórczej opalanej paliwem gazowym współczynnik ten może być korygowany w związku ze zmianą temperatury otoczenia,

b) ustalone przedziały mocy nie mogą wykraczać poza zakres parametrów technicznych jednostki wytwórczej;

4) jednostkowego wskaźnika emisyjności paliwa podstawowego w zakresie dwutlenku węgla;

5) wysokości wsparcia, o którym mowa w ust. 6;

6) pozostałych kosztów zmiennych wytwarzania pomnożonych przez 1,05.

2. CWD ma wartość nie mniejszą niż zero.

3. Koszt, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, wyznacza się na podstawie:

1) w przypadku jednostki wytwórczej wykorzystującej jako paliwo podstawowe gaz ziemny:

a) kosztu zmiennego paliwa gazowego wyznaczonego według ceny rynku dnia następnego na giełdzie towarowej, na której jest wykonywany obowiązek określony w art. 49b ust. 1 ustawy, wyznaczonej dla doby gazowej, której dotyczyło polecenie,

b) uśrednionego kosztu zamówienia mocy umownej dla dostaw paliwa gazowego, obliczonego jako opłata roczna za moc zamówioną, wynikająca z taryfy operatora systemu gazowego odniesiona do ilości energii elektrycznej wyprodukowanej w roku gazowym, który zakończył się w poprzednim roku kalendarzowym,

c) środków na pokrycie kosztów wynikających z niezbilansowania w systemie gazowym oraz niezgodności ilości pobranego paliwa gazowego z ilością wynikającą z nominacji złożonej operatorowi systemu gazowego, wynoszących 10% kosztu paliwa wyznaczonego zgodnie z lit. a;

2) w przypadku jednostki wytwórczej cieplnej wykorzystującej jako paliwo podstawowe węgiel brunatny – jednostkowego zmiennego kosztu wytworzenia paliwa oraz jednostkowego kosztu transportu paliwa, wynikających z ksiąg rachunkowych wytwórcy;

3) w przypadku jednostki wytwórczej innej niż wymieniona w pkt 1 i 2 – kosztu zakupu paliwa oraz jednostkowego kosztu jego transportu i składowania.

4. Koszty, o których mowa w ust. 1 pkt 6, wyznacza się na podstawie:

1) jednostkowych kosztów gospodarczego korzystania ze środowiska, zagospodarowania odpadów paleniskowych i ubocznych produktów spalania;

2) jednostkowych kosztów materiałów eksploatacyjnych, chemikaliów, smarów oraz składników wykorzystywanych w procesach technologicznych niezbędnych do spełnienia norm dotyczących emisji zanieczyszczeń.

5. CWO wyznacza się na podstawie kosztów określonych w ust. 1, przy czym:

1) w przypadku jednostki wytwórczej opalanej gazem ziemnym nie uwzględnia się składnika, o którym mowa w ust. 3 pkt 1 lit. b;

2) koszty, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i 6, mnoży się przez 0,95.

6. Wysokość wsparcia:

1) dla jednostki wytwórczej stanowiącej instalację odnawialnego źródła energii w rozumieniu art. 2 pkt 13 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2020 r. poz. 261, 284, 568, 695, 1086 i 1503) wyznacza się jako:

a) kwotę wynikającą z prawa do pokrycia ujemnego salda w przypadku, gdy w odniesieniu do tej jednostki wytwórczej wytwórcy przysługuje prawo do pokrycia ujemnego salda w rozumieniu ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, albo

b) kwotę, o której mowa w art. 70e ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, w przypadku instalacji wytwórczych, o których mowa w art. 70a ust. 1 lub 2 tej ustawy, albo

c) wartość rynkową praw majątkowych wynikających ze świadectwa pochodzenia w rozumieniu ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii w przypadku, gdy w odniesieniu do tej jednostki wytwórczej wytwórcy przysługuje prawo do uzyskania świadectw pochodzenia, oraz koszty zmienne ich zakupu lub zbycia przez pośredników;

2) dla jednostki wytwórczej wytwarzającej energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji wyznacza się jako jednostkową wysokość otrzymywanej premii gwarantowanej, premii gwarantowanej indywidualnej, premii kogeneracyjnej albo premii kogeneracyjnej indywidualnej w rozumieniu ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. z 2020 r. poz. 250 i 843);

3) odejmuje się od kosztów wytwarzania przy wyznaczaniu CWD i CWO.

7. Dla magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej:

1) CWD i CWO dla danej doby wyznacza się na podstawie:

a) średniej arytmetycznej z 4 najwyższych w danej dobie rynkowych cen energii elektrycznej oraz

b) średniej arytmetycznej z 6 najniższych w danej dobie rynkowych cen energii elektrycznej, podzielonej przez współczynnik sprawności magazynu lub elektrowni szczytowo-pompowej wyznaczany na podstawie wielkości energii elektrycznej pobranej z sieci i ponownie wprowadzonej do sieci elektroenergetycznej w ramach cyklu ładowania magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej w poprzednim kwartale, a w przypadku pierwszego kwartału pracy – znamionową wartość współczynnika sprawności magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej;

2) CWD i CWO wyznacza się z uwzględnieniem kierunku zmiany stanu naładowania magazynu spowodowanego zmianą wielkości wytwarzania lub odbioru energii elektrycznej na polecenie operatora systemu przesyłowego, o którym mowa w § 21 ust. 6, w danej dobie:

a) jako większą z cen wyznaczonych zgodnie z pkt 1 lit. a i b – w przypadku zmniejszenia stanu naładowania magazynu,

b) jako mniejszą z cen wyznaczonych zgodnie z pkt 1 lit. a i b – w przypadku innym niż określony w lit. a;

3) CWD jest równe cenie wyznaczonej zgodnie z pkt 1 i 2 zwiększonej o 5% średniej z wartości bezwzględnych rynkowych cen energii elektrycznej z danej doby;

4) CWO jest równe cenie wyznaczonej zgodnie z pkt 1 i 2 zmniejszonej o 5% średniej z wartości bezwzględnych rynkowych cen energii elektrycznej z danej doby;

5) w rozliczeniach wynikających z dostawy albo odbioru energii elektrycznej w następstwie polecenia operatora systemu przesyłowego, o którym mowa w § 21 ust. 6:

a) jeśli wykonanie polecenia polegało na oddawaniu energii elektrycznej do sieci – CWD i CWO wyznaczone zgodnie z pkt 3 lub pkt 4 stosuje się wprost,

b) jeśli wykonanie polecenia polegało na poborze energii elektrycznej w celu ładowania magazynu lub na potrzeby pompowania elektrowni szczytowo-pompowej – CWD i CWO wyznaczone zgodnie z pkt 3 lub pkt 4:

– mnoży się przez współczynnik sprawności tego magazynu lub elektrowni szczytowo-pompowej,

– obniża się o uśredniony koszt zamówienia mocy umownej dla dostaw energii elektrycznej, obliczony jako opłata roczna za moc umowną wynikająca z taryfy operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego odniesiona do ilości energii elektrycznej wyprodukowanej w roku obowiązywania taryfy, który zakończył się w poprzednim roku kalendarzowym;

6) ceny wyznaczone zgodnie z pkt 5 uwzględniają ponadto koszty, o których mowa w ust. 4 pkt 1 i 2:

a) pomnożone przez 1,05 w przypadku CWD dla kierunku wytwarzania energii elektrycznej oraz CWO dla kierunku ładowania energii elektrycznej,

b) pomnożone przez 0,95 w przypadku CWO dla kierunku wytwarzania energii elektrycznej oraz CWD dla kierunku ładowania energii elektrycznej.

8. CU wyznacza się dla jednostki wytwórczej cieplnej, uwzględniając różne stany cieplne tej jednostki, na podstawie kosztu pojedynczego uruchomienia tej jednostki obejmującego poniesione od momentu rozpoczęcia uruchomienia jednostki wytwórczej do momentu osiągnięcia mocy minimum technicznego koszty:

1) paliwa podstawowego, wyznaczone zgodnie z ust. 3, z zastrzeżeniem że dla jednostki wytwórczej wykorzystującej jako paliwo podstawowe gaz ziemny składnik, o którym mowa w ust. 3 pkt 1 lit. a, wyznacza się jako średnią arytmetyczną cenę paliwa gazowego z rynku dnia następnego na giełdzie towarowej z zakończonego kwartału, na której to giełdzie jest wykonywany obowiązek określony w art. 49b ust. 1 ustawy,

2) paliwa pomocniczego,

3) gospodarczego korzystania ze środowiska, zagospodarowania odpadów paleniskowych i ubocznych produktów spalania,

4) wody zdemineralizowanej,

5) pary wodnej wykorzystanej na potrzeby uruchomienia jednostki wytwórczej,

6) energii elektrycznej pobranej z systemu elektroenergetycznego na pokrycie potrzeb własnych uruchamianej jednostki wytwórczej,

7) emisji dwutlenku węgla, wyznaczone zgodnie z ust. 1 pkt 2

– przy czym w ramach kosztu uruchomienia jednostki wytwórczej nie uwzględnia się kosztów zmiennych wytwarzania energii elektrycznej podczas uruchamiania tej jednostki.

9. Rozliczenia, o których mowa w ust. 8, dotyczą zrealizowanego uruchomienia jednostki wytwórczej, z wyłączeniem wykonanych uruchomień:

1) na wniosek wytwórcy;

2) po postoju jednostki wytwórczej zgłoszonym przez wytwórcę;

3) po awarii jednostki wytwórczej spowodowanej przyczynami innymi niż zakłócenie pracy sieci nienależących do wytwórcy.

10. Wytwórca podaje operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub aktualizuje:

1) w ciągu 50 dni od zakończenia każdego kwartału kalendarzowego:

a) koszty określone w ust. 3 pkt 2 lub pkt 3,

b) koszty określone w ust. 4 pkt 1 i 2,

c) koszty określone w ust. 8

– na podstawie wykonania kosztów kwalifikowanych za poprzedni kwartał kalendarzowy;

2) w ciągu kwartału od zakończenia każdego roku:

a) wielkości określone w ust. 1 pkt 3,

b) wysokość wsparcia określoną w ust. 1 pkt 5

– na podstawie wykonania za poprzedni rok;

3) niezwłocznie w przypadku zmiany:

a) wielkości określonej w ust. 1 pkt 3 i 4,

b) decyzji lub postanowienia Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w zakresie przysługującego wsparcia, o którym mowa w ust. 1 pkt 5;

4) przed zawarciem umowy o świadczenie usług przesyłania w zakresie, w jakim umożliwia ona aktywne uczestnictwo w bilansowaniu systemu lub umowy dotyczącej świadczenia usług systemowych oraz w ciągu miesiąca od zakończenia każdego roku:

a) informacje o przysługującym prawie do pokrycia ujemnego salda w rozumieniu ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, przy czym o utracie tego prawa wytwórca informuje niezwłocznie,

b) cenę sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł energii, podaną w ofercie wytwórcy, który wygrał aukcję w rozumieniu ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii,

c) stałą cenę zakupu wyznaczoną zgodnie z art. 70e ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii dla instalacji, o których mowa w art. 70a ust. 1 lub 2 tej ustawy.

11. Posiadacz magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej podaje operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego:

1) współczynnik sprawności cyklu ładowania magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej:

a) przed zawarciem umowy o świadczenie usług przesyłania w zakresie, w jakim umożliwia ona aktywne uczestnictwo w bilansowaniu systemu,

b) przed zawarciem umowy dotyczącej świadczenia usług systemowych,

c) w ciągu 50 dni od zakończenia każdego kwartału kalendarzowego oraz

d) niezwłocznie w przypadku każdej zmiany;

2) wysokość opłaty za usługi przesyłania lub dystrybucji, której wysokość zależy od ilości energii elektrycznej pobranej z sieci – niezwłocznie w przypadku każdej zmiany;

3) koszty, o których mowa w ust. 4 – w ciągu 50 dni od zakończenia każdego kwartału kalendarzowego.

12. Dla jednostki grafikowej aktywnie uczestniczącej w bilansowaniu systemu reprezentującej więcej niż jedną jednostkę wytwórczą lub magazyn energii elektrycznej:

1) CWD wyznacza się jako najniższą, a CWO jako najwyższą z cen wyznaczonych zgodnie z przepisami ust. 1–7 i 9–11 dla każdej z jednostek wytwórczych lub magazynów energii elektrycznej reprezentowanych w tej jednostce grafikowej;

2) nie wyznacza się CU.”;

21) § 22 otrzymuje brzmienie:

„§ 22. 1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego:

1) umożliwia, na zasadzie równoprawnego traktowania, tworzenie jednostek grafikowych reprezentujących zasoby danego rodzaju, w tym jednostki wytwórcze lub grupy jednostek wytwórczych, a także moduły parków energii lub grupy tych modułów;

2) prowadzi rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu dla wszystkich zasobów reprezentowanych w jednostkach grafikowych.

2. Jednostka grafikowa aktywnie uczestnicząca w bilansowaniu systemu może składać się z dowolnej liczby zasobów danego rodzaju, zgodnie z zasadami określonymi w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania, przy czym:

1) w jednostce grafikowej mogą być reprezentowane:

a) jednostka wytwórcza lub magazyn energii elektrycznej o mocy elektrycznej osiągalnej co najmniej 1 MW,

b) grupa jednostek wytwórczych lub magazynów energii elektrycznej o łącznej mocy elektrycznej osiągalnej co najmniej 1 MW,

c) moduł parku energii o mocy elektrycznej zainstalowanej co najmniej 1 MW,

d) grupa modułów parku energii o łącznej mocy elektrycznej zainstalowanej co najmniej 1 MW, albo

e) grupa urządzeń lub instalacji odbiorczych lub instalacja odbiorcza o łącznej mocy przyłączeniowej co najmniej 1 MW posiadająca zdolność do zmiany poboru energii elektrycznej w odpowiedzi na polecenia operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego;

2) wszystkie zasoby reprezentowane w jednostce grafikowej muszą być przyłączone w ramach jednego węzła sieci przesyłowej, sieci elektroenergetycznej o napięciu 110 kV lub węzła łączącego sieć o napięciu 110 kV z siecią średniego napięcia;

3) aktywne uczestnictwo w bilansowaniu systemu dotyczy wszystkich zasobów reprezentowanych w jednostce grafikowej.

3. Oferty bilansujące składane przez:

1) wytwórcę w odniesieniu do jednostki wytwórczej centralnie dysponowanej – dotyczą całej mocy dyspozycyjnej tej jednostki;

2) posiadacza innego niż określony w pkt 1 zasobu reprezentowanego w jednostce grafikowej aktywnie uczestniczącej w bilansowaniu systemu – dotyczą całości mocy dyspozycyjnej lub części tej mocy na zasadach określonych w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania.

4. W warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego może określić zakres, w jakim przepisy § 19 ust. 1 i 2, § 21 ust. 5–6a oraz § 24 ust. 5 i § 34 stosuje się do innych niż jednostki wytwórcze centralnie dysponowane lub jednostki wytwórcze, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy, zasobów reprezentowanych w jednostkach grafikowych aktywnie uczestniczących w bilansowaniu systemu, biorąc pod uwagę możliwości techniczne oraz równoprawne traktowanie tych zasobów.”;

22) uchyla się § 23;

23) po § 23 dodaje się § 23a w brzmieniu:

„§ 23a. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego określa w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania, zasady rozliczeń zgodne z przepisami niniejszego rozdziału.”;

24) w § 24:

a) ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego, identyfikując ograniczenia systemowe występujące w sieci przesyłowej elektroenergetycznej oraz koordynowanej sieci 110 kV w zakresie dostarczania energii elektrycznej, wykonuje analizy systemowe, z uwzględnieniem wymagań dotyczących parametrów jakościowych energii elektrycznej i niezawodności pracy sieci. Na podstawie wykonanych analiz systemowych operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego sporządza informacje o minimalnej wymaganej i maksymalnie możliwej generacji w poszczególnych węzłach sieci lub grupach tych węzłów i udostępnia te informacje podmiotom, których dotyczą ograniczenia systemowe.”,

b) po ust. 1 dodaje się ust. 1a w brzmieniu:

„1a. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego wykonuje obowiązek, o którym mowa w ust. 1, w odniesieniu do swojej sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej co najmniej w zakresie umożliwiającym:

1) weryfikację wykonywania obowiązku mocowego w rozumieniu art. 2 pkt 23 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, przez jednostki rynku mocy w rozumieniu art. 2 pkt 12 tej ustawy, utworzone z jednostek fizycznych w rozumieniu art. 2 pkt 5 tej ustawy, przyłączonych do sieci tego operatora;

2) określenie ograniczeń sieciowych na potrzeby aktywnego uczestnictwa w bilansowaniu systemu jednostek grafikowych reprezentujących zasoby przyłączone do sieci tego operatora.”,

c) ust. 2 otrzymuje brzmienie:

„2. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego prowadzi planowanie koordynacyjne systemu elektroenergetycznego poprzez opracowywanie, aktualizowanie i udostępnianie:

1) planów koordynacyjnych dostępnych zasobów systemu, obejmujących w szczególności:

a) prognozowane zapotrzebowanie na moc i energię,

b) wymagane rezerwy mocy i prognozowane nadwyżki mocy, a także prognozowaną niedyspozycyjność wynikającą z ograniczeń sieciowych,

c) prognozowaną moc dyspozycyjną jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych i innych zasobów reprezentowanych w jednostkach grafikowych aktywnie uczestniczących w bilansowaniu systemu oraz prognozowane wytwarzanie energii w innych jednostkach wytwórczych,

d) prognozowaną wymianę międzysystemową,

e) prognozowaną dostępność mocy wynikającą z funkcjonowania rynku mocy, o którym mowa w ustawie z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, oraz

2) planów koordynacyjnych wykorzystania zasobów systemu, obejmujących w szczególności:

a) najbardziej aktualne dostępne dane na temat wielkości wymienionych w pkt 1,

b) maksymalne i minimalne zdolności wytwórcze oraz planowaną wielkość wytwarzania w poszczególnych jednostkach wytwórczych centralnie dysponowanych i innych zasobów reprezentowanych w jednostkach grafikowych aktywnie uczestniczących w bilansowaniu systemu

– sporządzanych zgodnie ze szczegółowym zakresem i zasadami określonymi w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy.”,

d) po ust. 2 dodaje się ust. 2a w brzmieniu:

„2a. Użytkownicy systemu przekazują operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego dane niezbędne do opracowania i aktualizacji planów, o których mowa w ust. 2, a także stosowne aktualizacje tych danych, zgodnie z zakresem wymiany danych z operatorami systemów dystrybucyjnych i ze znaczącymi użytkownikami sieci, o którym mowa w art. 40 ust. 5 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485 z dnia 2 sierpnia 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej (Dz. Urz. UE L 220 z 25.08.2017, str. 1).”,

e) ust. 5 otrzymuje brzmienie:

„5. Ograniczenia wynikające z technicznych parametrów pracy jednostek wytwórczych lub magazynów energii elektrycznej usuwane są przez wytwórców lub posiadaczy tych magazynów.”;

25) w § 25 ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Operatorzy systemu przesyłowego elektroenergetycznego i systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego podają do publicznej wiadomości informacje o technicznych warunkach pracy tych sieci, zawarte w planach koordynacyjnych, o których mowa w § 24 ust. 2, oraz aktualizują je w okresach odpowiednich dla horyzontu czasowego przyjętego dla danego planu koordynacyjnego.”;

26) w § 26:

a) w ust. 1:

– wprowadzenie do wyliczenia otrzymuje brzmienie:

„Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego na dwa dni przed dniem dostarczenia energii elektrycznej odbiorcom przyłączonym do jego sieci, nie później jednak niż do godziny 14.30, publikuje informacje o stanie sieci przesyłowej i koordynowanej sieci 110 kV dotyczące:”,

– po pkt 6 dodaje się pkt 6a i 6b w brzmieniu:

„6a) przewidywanej nadwyżki mocy dostępnej dla operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego;

6b) dostępności mocy wynikającej z funkcjonowania rynku mocy, o którym mowa w ustawie z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy.”,

– uchyla się pkt 7;

b) w ust. 2 pkt 4 otrzymuje brzmienie:

„4) prognozowanych cen swobodnego bilansowania w poszczególnych godzinach doby oraz ich prognozowanej wielkości przy wzroście lub spadku zapotrzebowania na energię elektryczną o 5%.”,

c) w ust. 3 w pkt 6 kropkę zastępuje się średnikiem i dodaje się pkt 7 w brzmieniu:

„7) cen niezbilansowania.”;

27) § 27 otrzymuje brzmienie:

„§ 27. 1. Obowiązek, o którym mowa w art. 9c ust. 2 pkt 8 ustawy, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego realizuje, w szczególności dokonując zakupu regulacyjnych usług systemowych, usług systemowych w zakresie rezerwy interwencyjnej, usług w zakresie uruchomienia jednostek wytwórczych na polecenie operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub usług w zakresie generacji wymuszonej względami systemowymi.

2. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego zawiera z posiadaczem zasobu lub zasobów świadczących usługę lub usługi umowę dotyczącą regulacyjnych usług systemowych.

3. O planowanym wykorzystaniu usług systemowych operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego informuje na zasadach określonych w umowie dotyczącej świadczenia tych usług, warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania, lub instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy.

4. Dobór jednostek grafikowych do świadczenia regulacyjnych usług systemowych odbywa się na podstawie rankingu cenowego ofert.”;

28) uchyla się § 28;

29) po § 28 dodaje się § 28a w brzmieniu:

„§ 28a. Warunki działania w charakterze dostawcy usług w zakresie obrony systemu oraz usług w zakresie odbudowy operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego ustanawia w trybie i na zasadach określonych w rozporządzeniu Komisji (UE) 2017/2196 z dnia 24 listopada 2017 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący stanu zagrożenia i stanu odbudowy systemów elektroenergetycznych (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 54, z późn. zm.⁵⁾).”;

30) w § 29 ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego współpracuje z operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz wytwórcami, odbiorcami końcowymi i posiadaczami magazynów energii elektrycznej, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączone do sieci przesyłowej elektroenergetycznej, w celu koordynacji planowania rozwoju tej sieci i sieci 110 kV.”;

31) w § 30 w ust. 1 wprowadzenie do wyliczenia otrzymuje brzmienie:

„W celu skoordynowania rozwoju systemów elektroenergetycznych oraz opracowania przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej planów rozwoju tych systemów operatorzy systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz wytwórcy, odbiorcy końcowi i posiadacze magazynów energii elektrycznej, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączone do sieci przesyłowej elektroenergetycznej, przekazują:”;

32) w § 34 w pkt 2 lit. a i b otrzymują brzmienie:

„a) zgłaszania nowych lub zmienionych parametrów technicznych jednostek wytwórczych, zgodnie z zakresem wymiany danych z operatorami systemów dystrybucyjnych i ze znaczącymi użytkownikami sieci, o którym mowa w art. 40 ust. 5 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485 z dnia 2 sierpnia 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej,

b) zgłaszania i zmiany zgodnie z § 17 terminów planowych postojów związanych z remontem jednostek wytwórczych, o których mowa w art. 40 ust. 5 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485 z dnia 2 sierpnia 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej, oraz zgłaszania ubytków mocy,”;

33) w § 35 dodaje się ust. 7 w brzmieniu:

„7. Przepisy ust. 4–6 w zakresie dotyczącym wytwórców stosuje się do posiadaczy magazynów energii elektrycznej.”;

34) tytuł rozdziału 9 otrzymuje brzmienie:

„Zakres i sposób przekazywania informacji odbiorcom przez sprzedawcę”;

35) § 37 otrzymuje brzmienie:

„§ 37. 1. Sprzedawca energii elektrycznej przekazuje odbiorcom informacje o:

1) strukturze paliw i innych nośników energii pierwotnej zużywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej przez niego w poprzednim roku kalendarzowym,

2) miejscu, w którym są dostępne informacje o:

a) wpływie wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej w poprzednim roku kalendarzowym na środowisko, w zakresie emisji dwutlenku węgla, dwutlenku siarki, tlenków azotu, pyłów i radioaktywnych odpadów,

b) środkach poprawy efektywności energetycznej w rozumieniu ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej oraz charakterystykach technicznych efektywnych energetycznie urządzeń

– w terminie do dnia 31 marca każdego roku.

2. Informacje, o których mowa w ust. 1, są przekazywane wraz z fakturą za energię elektryczną, w materiałach promocyjnych oraz umieszczane na stronie internetowej sprzedawcy energii elektrycznej.

3. Zakres informacji, o których mowa w:

1) ust. 1 pkt 1 i pkt 2 lit. a, określa załącznik nr 2 do rozporządzenia;

2) ust. 1 pkt 2 lit. b, określa załącznik nr 3 do rozporządzenia.

4. Sprzedawca energii elektrycznej przekazuje odbiorcy, wraz z fakturą za energię elektryczną, informacje o ilości zużytej przez tego odbiorcę energii elektrycznej za ten sam okres w poprzednim roku kalendarzowym, o ile w poprzednim roku prowadził sprzedaż energii temu odbiorcy oraz o miejscu, w którym są dostępne informacje o przykładowym zużyciu energii elektrycznej dla danej grupy przyłączeniowej.”;

36) w § 38 ust. 1 w pkt 4 w lit. b w tabeli w kolumnie Harmoniczne nieparzyste będące krotnością 3 rząd harmonicznej (h) wyrazy „>21” zastępuje się wyrazami „>15”;

37) dodaje się załącznik nr 3 do rozporządzenia w brzmieniu:

„Załącznik nr 3

ZAKRES INFORMACJI PRZEKAZYWANEJ ODBIORCOM O ŚRODKACH POPRAWY EFEKTYWNOŚCI ENERGETYCZNEJ ORAZ CHARAKTERYSTYKACH TECHNICZNYCH EFEKTYWNYCH ENERGETYCZNIE URZĄDZEŃ

2. Wytwórca oraz posiadacz magazynu energii elektrycznej podaje operatorowi systemu przesyłowego, nie później niż w terminie 7 dni od dnia wejścia w życie niniejszego rozporządzenia, wielkości i koszty do ustalenia cen wymuszonej dostawy energii elektrycznej i cen wymuszonego odbioru energii elektrycznej, zgodnie z § 21a rozporządzenia zmienianego w § 1 w brzmieniu nadanym niniejszym rozporządzeniem, które będą obowiązywały w umowie o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej od dnia 1 stycznia 2021 r.

3. Przy wykonywaniu obowiązku, o którym mowa w ust. 2, wytwórca oraz posiadacz magazynu energii elektrycznej podają koszty aktualizowane kwartalnie na podstawie wykonania kosztów kwalifikowanych za trzeci kwartał 2020 r., a wielkości i koszty aktualizowane rocznie na podstawie wykonania wielkości i kosztów kwalifikowanych za rok 2019. Dla jednostek wytwórczych opalanych paliwem gazowym uśredniony koszt zamówienia mocy umownej dla dostaw paliwa gazowego podaje się na podstawie danych z roku gazowego zakończonego w 2020 r.

Minister Klimatu i Środowiska: M. Kurtyka

¹⁾ Minister Klimatu i Środowiska kieruje działem administracji rządowej - energia, na podstawie § 1 ust. 2 pkt 1 rozporządzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 6 października 2020 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Klimatu i Środowiska (Dz. U. poz. 1720 i 2004).

²⁾ Niniejsze rozporządzenie służy stosowaniu rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (Dz. Urz. UE L 197 z 25.07.2015, str. 24, Dz. Urz. UE L 151 z 08.06.2016, str. 21 i Dz. Urz. UE L 2 z 05.01.2018, str. 15), rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (Dz. Urz. UE L 112 z 27.04.2016, str. 1 i Dz. Urz. UE L 118 z 06.05.2019, str. 10), rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1719 z dnia 26 września 2016 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące długoterminowej alokacji zdolności przesyłowych (Dz. Urz. UE L 259 z 27.09.2016, str. 42), rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485 z dnia 2 sierpnia 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej (Dz. Urz. UE L 220 z 25.08.2017, str. 1), rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 6), rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2196 z dnia 24 listopada 2017 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący stanu zagrożenia i stanu odbudowy systemów elektroenergetycznych (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 54 i Dz. Urz. UE L 31 z 01.02.2019, str. 108) oraz rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (Dz. Urz. UE L 158 z 14.06.2019, str. 54).

³⁾ Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 118 z 06.05.2019, str. 10.

⁴⁾ Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 151 z 08.06.2016, str. 21 i Dz. Urz. UE L 2 z 05.01.2018, str. 15.

⁵⁾ Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 31 z 01.02.2019, str. 108.