Ustawy w postaci jednolitej
Wyszukiwarka ustaw
W przeglądarce naciśnij Ctrl+F, by wyszukać w ustawie.
2018 Pozycja 9
©Telksinoe s. 1/82
Dz. U. 2018 poz. 9
Opracowano na podstawie: t.j.
Dz. U. z 2020 r.
poz. 247.
U S T A W A
z dnia 8 grudnia 2017 r.
o rynku mocy
DZIAŁ I
Przepisy ogólne
Rozdział 1
Przedmiot ustawy
Art. 1. 1. Ustawa określa organizację rynku mocy oraz zasady świadczenia
usługi pozostawania w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu
elektroenergetycznego i dostarczania tej mocy do systemu w okresach zagrożenia.
2. Celem ustawy jest zapewnienie średnioterminowego i długoterminowego
bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, w sposób
efektywny kosztowo, niedyskryminacyjny i zgodny z zasadami zrównoważonego rozwoju.
Rozdział 2
Definicje
Art. 2. 1. Użyte w ustawie określenia oznaczają:
1) aukcja dodatkowa – aukcję mocy, w której okresem dostaw jest kwartał roku kalendarzowego;
2) aukcja główna – aukcję mocy, w której okresem dostaw jest rok kalendarzowy;
3) aukcja mocy – aukcję, w której dostawca mocy oferuje operatorowi
obowiązek mocowy na okres dostaw;
26.02.2020
©Telksinoe s. 2/82
4) dostawca mocy – właściciela jednostki rynku mocy, będącego właścicielem
jednostek fizycznych tworzących jednostkę rynku mocy lub podmiotem
upoważnionym przez właścicieli tych jednostek fizycznych do dysponowania
nimi na rynku mocy;
5) jednostka fizyczna – wyodrębniony zespół urządzeń technicznych wraz
z przyporządkowanymi im punktami pomiarowymi w systemie;
6) jednostka fizyczna połączenia międzysystemowego – element techniczny
łączący system z systemem przesyłowym elektroenergetycznym innego
państwa członkowskiego Unii Europejskiej, dostarczający moc do systemu;
7) jednostka fizyczna redukcji zapotrzebowania – jednostkę fizyczną
dostarczającą moc do systemu przez czasowe ograniczenie poboru energii
elektrycznej z sieci elektroenergetycznej w wyniku wykorzystania:
a) sterowanego odbioru lub
b) niebędącej odrębną jednostką fizyczną wytwórczą jednostki wytwórczej,
o której mowa w art. 3 pkt 43 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo
energetyczne (Dz. U. z 2019 r. poz. 755, z późn. zm.1)), lub magazynem
energii elektrycznej, wraz z urządzeniami i instalacjami odbiorcy końcowego;
8) jednostka fizyczna wytwórcza – jednostkę fizyczną będącą jednostką
wytwórczą, o której mowa w art. 3 pkt 43 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r.
– Prawo energetyczne, lub magazynem energii elektrycznej;
9) jednostka fizyczna wytwórcza istniejąca – jednostkę fizyczną wytwórczą
przyłączoną do systemu i oddaną do eksploatacji przed rozpoczęciem
certyfikacji ogólnej, do udziału w której zostanie zgłoszona ta jednostka;
10) jednostka fizyczna wytwórcza planowana – inną, niż określoną
w pkt 9 jednostkę fizyczną wytwórczą, dla której przyłączenie do systemu
i oddanie do eksploatacji jest planowane przed rozpoczęciem okresu dostaw,
którego dotyczyć będzie aukcja główna, do udziału w której zostanie
zgłoszona ta jednostka;
11) jednostka redukcji zapotrzebowania planowana – jedną lub więcej jednostek
fizycznych redukcji zapotrzebowania, co do których nie są znane wszystkie
1)
Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2019 r. poz. 730,
1435, 1495, 1517, 1520, 1524, 1556 i 2166.
26.02.2020
©Telksinoe s. 3/82
dane wymagane dla rejestracji lub wydania certyfikatu w odniesieniu do
jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania;
12) jednostka rynku mocy – jednostkę rynku mocy wytwórczą i jednostkę rynku
mocy redukcji zapotrzebowania;
13) jednostka rynku mocy wytwórcza – jednostkę fizyczną wytwórczą lub grupę
takich jednostek albo jednostkę fizyczną zagraniczną wytwórczą lub grupę
takich jednostek, która uzyskała certyfikat do aukcji mocy;
14) jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania – jednostkę fizyczną redukcji
zapotrzebowania lub grupę takich jednostek albo jednostkę fizyczną
zagraniczną redukcji zapotrzebowania lub grupę takich jednostek, która
uzyskała certyfikat do aukcji mocy;
15) jednostka fizyczna zagraniczna – jednostkę fizyczną zagraniczną wytwórczą
i jednostkę fizyczną zagraniczną redukcji zapotrzebowania;
16) jednostka fizyczna zagraniczna wytwórcza – jednostkę fizyczną wytwórczą
zlokalizowaną w państwie członkowskim Unii Europejskiej, którego system
elektroenergetyczny jest bezpośrednio połączony z systemem;
17) jednostka fizyczna zagraniczna redukcji zapotrzebowania – jednostkę
fizyczną redukcji zapotrzebowania zlokalizowaną w państwie członkowskim
Unii Europejskiej, którego system elektroenergetyczny jest bezpośrednio
połączony z systemem;
18) magazyn energii elektrycznej – magazyn energii, o którym mowa
w art. 2 pkt 17 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach
energii (Dz. U. z 2018 r. poz. 2389, z późn. zm.2)), posiadający zdolność do
dostawy mocy elektrycznej do systemu;
19) moc osiągalna brutto jednostki fizycznej wytwórczej – potwierdzoną testami
maksymalną moc czynną, przy której jednostka fizyczna wytwórcza może
pracować przy parametrach nominalnych przez czas nie krótszy niż 4 kolejne
godziny, bez uszczerbku dla trwałości tej jednostki;
20) moc osiągalna netto jednostki fizycznej wytwórczej – moc osiągalną brutto
jednostki fizycznej wytwórczej pomniejszoną o moc zużywaną przezu rządzenia
i układy technologiczne tej jednostki niezbędne do wytwarzania energii elektrycznej
lub energii elektrycznej i ciepła;
2)
Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2018 r. poz. 2245
oraz z 2019 r. poz. 42, 60, 730, 1495, 1524 i 2020.
26.02.2020
©Telksinoe s. 4/82
21) moc osiągalna jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania – wielkość
maksymalnego czasowego ograniczenia mocy pobieranej z sieci
elektroenergetycznej przez jednostkę fizyczną redukcji zapotrzebowania,
zmierzonego we wszystkich punktach pomiarowo-rozliczeniowych tej
jednostki w miejscach połączenia z siecią;
22) moc osiągalna netto jednostki rynku mocy – sumę mocy osiągalnych netto
wszystkich jednostek fizycznych wytwórczych albo sumę mocy osiągalnych
wszystkich jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania wchodzących
w skład jednostki rynku mocy;
23) obowiązek mocowy – zobowiązanie dostawcy mocy do pozostawania
w okresie dostaw w gotowości do dostarczania określonej mocy elektrycznej
do systemu przez jednostkę rynku mocy oraz do dostawy określonej mocy
elektrycznej do systemu w okresach zagrożenia;
24) odbiorca końcowy – odbiorcę końcowego energii elektrycznej, o którym
mowa w art. 3 pkt 13a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
25) okres dostaw – rok kalendarzowy albo kwartał, dla którego jest
przeprowadzana aukcja mocy;
26) okres zagrożenia – pełną godzinę, w której nadwyżka mocy dostępnej dla
operatora w procesach planowania dobowego pracy systemu jest niższa od
wartości wymaganej, określonej zgodnie z art. 9g ust. 4 pkt 9 ustawy z dnia
10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
27) operator – operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub
systemu połączonego elektroenergetycznego, o którym mowa w art. 3 pkt 24
lub 28 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
28) operator systemu dystrybucyjnego – operatora systemu dystrybucyjnego
elektroenergetycznego, o którym mowa w art. 3 pkt 25 ustawy z dnia
10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
29) punkt pomiarowy – miejsce w sieci, urządzeniu lub instalacji, w którym
dokonuje się pomiaru przepływającej energii elektrycznej, określone w umowie
o przyłączenie do sieci albo w umowie o świadczenie usług
przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
26.02.2020
©Telksinoe s. 5/82
30) sieć dystrybucyjna – sieć dystrybucyjną elektroenergetyczną, o której mowa
w art. 3 pkt 11b ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
31) sieć przesyłowa – sieć przesyłową elektroenergetyczną, o której mowa
w art. 3 pkt 11a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
32) system – system elektroenergetyczny, o którym mowa w art. 3 pkt 23 ustawy
z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
33) taryfa – taryfę, o której mowa w art. 3 pkt 17 ustawy z dnia 10 kwietnia
1997 r. – Prawo energetyczne;
34) uczestnik rynku mocy – operatora, operatora systemu dystrybucyjnego,
zarządcę rozliczeń, właściciela jednostki fizycznej lub podmiot przez niego
upoważniony i dostawcę mocy.
2. Ilekroć w ustawie jest mowa o mocy osiągalnej netto lub mocy osiągalnej
brutto jednostki fizycznej, należy przez to także rozumieć moc osiągalną jednostki
fizycznej redukcji zapotrzebowania.
DZIAŁ II
Organizacja rynku mocy
Rozdział 1
Przepisy ogólne
Art. 3. 1. Operator przeprowadza:
1) certyfikację ogólną – w celu pozyskania informacji o jednostkach fizycznych
i wpisania ich do rejestru rynku mocy, zwanego dalej „rejestrem”;
2) certyfikację do aukcji głównej – w celu utworzenia jednostek rynku mocy
i dopuszczenia ich do aukcji głównej;
3) certyfikację do aukcji dodatkowych – w celu utworzenia jednostek rynku
mocy i dopuszczenia ich do jednej lub większej liczby aukcji dodatkowych.
2. Certyfikację ogólną rozpoczyna się w 1. tygodniu każdego roku, a kończy
nie później niż w 10. tygodniu tego roku.
3. Certyfikację do aukcji głównej rozpoczyna się 14 tygodni przed aukcją
główną, a kończy nie później niż w 4. tygodniu przed aukcją główną.
26.02.2020
©Telksinoe s. 6/82
4. Certyfikację do aukcji dodatkowych rozpoczyna się nie później niż
16 tygodni przed aukcjami dodatkowymi, a kończy nie później niż w 4. tygodniu
przed aukcjami dodatkowymi.
5. W procesie certyfikacji operator systemu dystrybucyjnego współpracuje
z operatorem w sposób i w terminach określonych w regulaminie rynku mocy,
o którym mowa w art. 83. Operator systemu dystrybucyjnego, którego sieć
dystrybucyjna nie posiada bezpośrednich połączeń z siecią przesyłową,
współpracuje z operatorem za pośrednictwem operatora systemu dystrybucyjnego,
z którego siecią jest połączony, a który jednocześnie posiada bezpośrednie
połączenie z siecią przesyłową.
6. Operator informuje o datach rozpoczęcia i zakończenia certyfikacji,
o których mowa w ust. 1, na swojej stronie internetowej.
Art. 4. 1. Operator przeprowadza aukcje praw do oferowania obowiązku
mocowego w aukcjach mocy w odniesieniu do jednostek rynku mocy składających
się z jednostek fizycznych zagranicznych, zwane dalej „aukcjami wstępnymi”.
2. Aukcje wstępne przeprowadza się po wejściu w życie rozporządzenia,
o którym mowa w art. 34 ust. 1, nie później jednak niż 2 tygodnie przed
certyfikacją do aukcji głównej.
3. Aukcję wstępną, aukcję główną oraz aukcje dodatkowe prowadzi się
w postaci elektronicznej za pomocą dedykowanego systemu teleinformatycznego.
4. Operator informuje o terminie przeprowadzenia aukcji wstępnej, aukcji
głównej oraz aukcji dodatkowych na swojej stronie internetowej.
5. Oferty i oświadczenia składane podczas aukcji wstępnej, aukcji głównej
oraz aukcji dodatkowych dostawca mocy opatruje kwalifikowanym podpisem elektronicznym.
Art. 5. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, zwany dalej „Prezesem URE”,
może żądać od uczestników rynku mocy przedstawienia dokumentów lub
informacji mających znaczenie dla oceny prawidłowości przebiegu certyfikacji lub
aukcji mocy.
26.02.2020
©Telksinoe s. 7/82
Rozdział 2
Udział mocy zagranicznych w rynku mocy
Art. 6. 1. Operator zapewnia możliwość udziału mocy zlokalizowanej
w systemach elektroenergetycznych państwa członkowskiego Unii Europejskiej,
którego system elektroenergetyczny jest bezpośrednio połączony z systemem, przez:
1) dopuszczenie jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych
połączenia międzysystemowego do udziału w aukcjach mocy albo
2) organizację aukcji wstępnych odrębnie dla poszczególnych stref, o których
mowa w ust. 6, oraz dopuszczenie jednostek rynku mocy składających się
z jednostek fizycznych zagranicznych do udziału w aukcjach mocy.
2. W odniesieniu do każdej ze stref określonych w ust. 6 stosuje się jedno
z rozwiązań określonych w ust. 1 na podstawie zawartej umowy między
operatorem a operatorem systemu przesyłowego bezpośrednio połączonego
z systemem.
3. W przypadku, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, operator zawiera
z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego bezpośrednio
połączonego z systemem umowę, która określa w szczególności zasady:
1) określania i uzgadniania wielkości mocy oferowanej w aukcji mocy przez
jednostkę rynku mocy składającą się z jednostek fizycznych połączenia
międzysystemowego;
2) udziału w aukcji mocy, w tym składania ofert w aukcji mocy i powstawania
obowiązku mocowego jednostki, o której mowa w pkt 1;
3) wykonywania i rozliczania wykonania obowiązku mocowego przez
jednostkę, o której mowa w pkt 1.
4. W przypadku, o którym mowa w ust. 1 pkt 2, operator zawiera
z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego bezpośrednio
połączonego z systemem umowę, która określa w szczególności zasady:
1) przekazywania informacji na potrzeby potwierdzenia istnienia jednostki
fizycznej zagranicznej oraz jej parametrów technicznych;
26.02.2020
©Telksinoe s. 8/82
2) przekazywania danych umożliwiających weryfikację oraz rozliczenie
wykonania obowiązku mocowego przez jednostki rynku mocy składające się
z jednostek fizycznych zagranicznych;
3) ogłaszania i przeprowadzania testowego okresu zagrożenia w odniesieniu do
jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych zagranicznych.
5. Rozwiązanie określone w ust. 1 pkt 2 stosuje się pod warunkiem zawarcia
przez operatora z właściwym dla danej strefy operatorem systemu przesyłowego
umowy, o której mowa w ust. 4, a w przypadku strefy określonej w ust. 6 pkt 1 –
pod warunkiem zawarcia umów ze wszystkimi właściwymi operatorami systemów
elektroenergetycznych bezpośrednio połączonych z systemem.
6. Strefami, w których znajdują się jednostki fizyczne zagraniczne biorące
udział w rynku mocy oraz z którymi jednostki fizyczne połączenia
międzysystemowego łączą bezpośrednio system, są:
1) strefa profilu synchronicznego – obejmująca:
a) część systemu przesyłowego Republiki Federalnej Niemiec stanowiącą
bezpośrednio połączony z systemem obszar grafikowy w rozumieniu
art. 3 pkt 91 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),
b) system przesyłowy Republiki Czeskiej,
c) system przesyłowy Republiki Słowackiej;
2) Litwa – obejmująca system przesyłowy Republiki Litewskiej;
3) Szwecja – obejmująca system przesyłowy Królestwa Szwecji.
Art. 7. 1. Operator opracowuje informację o prognozowanych
maksymalnych wolumenach obowiązków mocowych dla poszczególnych stref
określonych w art. 6 ust. 6 na podstawie średnioterminowej oceny wystarczalności
wytwarzania opracowywanej cyklicznie przez ENTSO energii elektrycznej,
o którym mowa w art. 4 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE)
nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci
w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylającego
rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 (Dz. Urz. UE L 211 z 14.08.2009, str. 15,
z późn. zm.3)).
26.02.2020
©Telksinoe s. 9/82
2. Na podstawie parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7:
1) określa się maksymalną wielkość oferty mocy składanej w odniesieniu do
jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych połączenia
międzysystemowego – w przypadku rozwiązania określonego
w art. 6 ust. 1 pkt 1, albo
2) dokonuje się wyboru ofert na aukcji wstępnej, o którym mowa w art. 9 ust. 4 –
w przypadku rozwiązania określonego w art. 6 ust. 1 pkt 2.
Art. 8. 1. W celu dopuszczenia mocy zagranicznych do udziału w rynku
mocy w sposób określony w art. 6 ust. 1 pkt 1, operator uzgadnia z właściwym
operatorem systemu przesyłowego bezpośrednio połączonego z systemem
wielkość mocy oferowanej w aukcji mocy przez jednostkę rynku mocy składającą
się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego jako mniejszą
z wielkości:
1) parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7;
2) ustalonej przez właściwego operatora systemu przesyłowego bezpośrednio
połączonego z systemem.
2. W przypadku strefy, o której mowa w art. 6 ust. 6 pkt 1, gdy suma
wielkości mocy ustalonych zgodnie z ust. 1 przez operatorów poszczególnych
systemów przesyłowych objętych strefą, o której mowa w art. 6 ust. 6 pkt 1, jest
większa niż wielkość parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7, uzgodnione
wielkości dla poszczególnych systemów uzyskuje się przez ich proporcjonalne
obniżenie, tak aby ich suma odpowiadała wielkości tego parametru.
Art. 9. 1. W aukcji wstępnej uczestnik aukcji, po ustanowieniu
zabezpieczenia finansowego na rzecz operatora, składa ofertę obowiązku
mocowego na rynku mocy.
2. Oferta, o której mowa w ust. 1, zawiera:
1) cenę w złotych za 1 MW;
2) wielkość oferowanej mocy w MW – nie mniejszą niż 2 MW;
3)
Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 115 z 25.04.2013,
str. 39 oraz w Dz. Urz. UE L 163 z 15.06.2013, str. 1.
26.02.2020
©Telksinoe s. 10/82
3) jednostkowy wskaźnik emisji dwutlenku węgla;
4) informację, czy uczestnik aukcji wstępnej zgadza się na przyjęcie oferty
części oferowanej mocy.
3. Oferent może złożyć w trakcie jednej aukcji wstępnej więcej niż jedną
ofertę, z zastrzeżeniem, że suma wielkości mocy w złożonych przez niego ofertach
nie może być większa niż dopuszczalna wielkość wynikająca z ustanowionego
zabezpieczenia. W przypadku gdy wielkość złożonych przez danego oferenta ofert
przekracza wielkość wynikającą z ustanowionego zabezpieczenia, ważne oferty
danego oferenta wybiera się, stosując odpowiednio przepisy ust. 4 i 5.
4. Po upływie czasu na składanie ofert złożone oferty szereguje się od
najtańszej do najdroższej, a w przypadku ofert z jednakową ceną – od oferty
z najniższym jednostkowym wskaźnikiem emisji dwutlenku węgla, a następnie
począwszy od oferty najtańszej przyjmuje się oferty, których łączna wielkość mocy
jest nie większa niż wielkość parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7.
5. Jeżeli ostatnia oferta, której wybranie wraz z ofertami, o których mowa
w ust. 4, spowodowałoby, że łączna wielkość mocy byłaby większa niż wielkość
parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7, a oferta ta jest:
1) podzielna – ofertę przyjmuje się w części odpowiadającej różnicy między
wielkością parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7, a sumą wielkości
mocy w pozostałych wybranych ofertach;
2) niepodzielna – ofertę odrzuca się.
6. W przypadku, o którym mowa w ust. 5 pkt 2, rozpatruje się kolejną ofertę,
stosując przepis ust. 4 odpowiednio, z zastrzeżeniem, że jeżeli ta oferta również jest
niepodzielna, nie rozpatruje się kolejnych ofert.
7. Aukcja wstępna kończy się wpisem wybranych ofert do rejestru rynku
mocy. Wpis do rejestru rynku mocy uprawnia uczestnika aukcji wstępnej do
złożenia wniosku o wydanie certyfikatu dopuszczającego do udziału w najbliższej
aukcji głównej, aukcjach dodatkowych lub rynku wtórnym, na zasadach
określonych w art. 17 ust. 3 i 4.
8. W terminie 7 dni od dnia zakończenia aukcji wstępnej operator informuje
uczestnika aukcji wstępnej o przyjęciu lub odrzuceniu złożonej przez niego oferty.
9. Operator nie publikuje wyników aukcji wstępnej do czasu zakończenia
aukcji mocy, której dotyczyła dana aukcja wstępna.
26.02.2020
©Telksinoe s. 11/82
10. Prezes URE może żądać od operatora przedstawienia cen ofert z aukcji
wstępnych, z zachowaniem przepisów o ochronie informacji niejawnych i innych
informacji prawnie chronionych.
11. Prawa wynikające z oferty przyjętej w aukcji wstępnej nie mogą zostać
przeniesione na inną osobę.
Art. 10. 1. Operator w terminie 21 dni od zakończenia aukcji wstępnej
przedkłada ministrowi właściwemu do spraw energii oraz Prezesowi URE
informację o przebiegu tej aukcji. Informacja zawiera:
1) listę ofert wraz z nazwami uczestników aukcji wstępnych, wielkościami mocy
w ofertach oraz informacją o przyjęciu poszczególnych ofert;
2) informację o ofertach odrzuconych wraz z uzasadnieniem.
2. Operator w terminie 14 dni od zawarcia umowy, o której mowa
w art. 6 ust. 3 albo 4, przekazuje Prezesowi URE informację o jej zawarciu.
Rozdział 3
Certyfikacja ogólna
Art. 11. Właściciel jednostki fizycznej wytwórczej istniejącej, której moc
osiągalna brutto jest nie mniejsza niż 2 MW, jest obowiązany zgłosić jednostkę
fizyczną wytwórczą do każdej certyfikacji ogólnej.
Art. 12. 1. W certyfikacji ogólnej właściciel jednostki fizycznej lub jednostki
redukcji zapotrzebowania planowanej albo podmiot przez niego upoważniony
składa operatorowi wniosek o wpis tej jednostki do rejestru, zwany dalej „wnios-
kiem o rejestrację”.
2. Wniosek o rejestrację zawiera:
1) dane identyfikacyjne jednostki fizycznej i jej właściciela;
2) dane identyfikacyjne podmiotu upoważnionego do działania w imieniu
właściciela jednostki fizycznej, jeżeli został wskazany, oraz dokumenty
upoważniające do działania w jego imieniu;
3) informacje o lokalizacji jednostki fizycznej;
4) parametry techniczne jednostki fizycznej oraz wykaz punktów pomiarowych;
5) w przypadku jednostki fizycznej wytwórczej – plan pracy na okres kolejnych
5 lat kalendarzowych, licząc od roku następującego po roku certyfikacji
ogólnej, w tym czas planowanej niedyspozycyjności jednostki w tym okresie;
26.02.2020
©Telksinoe s. 12/82
6) zgłoszenie danej jednostki fizycznej do udziału w najbliższej aukcji głównej
lub w jednej lub w większej liczbie aukcji dodatkowych wraz ze wskazaniem
kwartałów albo oświadczenie o nieuczestniczeniu w najbliższej aukcji
głównej lub w aukcjach dodatkowych;
7) w przypadku jednostki fizycznej wytwórczej planowanej – wskazanie roku
dostaw, którego będzie dotyczyć aukcja główna, do udziału, w której zostanie
zgłoszona ta jednostka;
8) inne informacje określone w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83.
3. Zgłaszając jednostkę fizyczną w certyfikacji ogólnej w roku następującym
po roku, w którym jednostka ta została wpisana do rejestru, wnioskodawca może
przedłożyć wniosek o rejestrację zawierający tylko uzupełnienie lub zmianę
informacji przekazanych w poprzedniej certyfikacji ogólnej.
4. W przypadku gdy dane zawarte we wniosku o rejestrację jednostki
fizycznej wytwórczej planowanej uległy zmianie, wnioskodawca jest obowiązany
zgłosić w najbliższej certyfikacji ogólnej uzupełnienie lub zmianę przekazanych
uprzednio informacji.
5. W przypadku składania wniosku o rejestrację jednostki redukcji
zapotrzebowania planowanej wniosek o rejestrację zawiera:
1) informacje, o których mowa w ust. 2 pkt 6 i 8;
2) dane podmiotu, który będzie pełnił funkcję dostawcy mocy;
3) planowaną łączną moc osiągalną wszystkich jednostek fizycznych redukcji
zapotrzebowania, które wejdą w skład danej jednostki redukcji
zapotrzebowania planowanej;
4) plan działalności, wykonany zgodnie z wytycznymi zawartymi w regulaminie
rynku mocy, o którym mowa w art. 83.
6. Wpis do rejestru jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej uprawnia
tę jednostkę do udziału w najbliższej certyfikacji do aukcji głównej oraz najbliższej
certyfikacji do aukcji dodatkowych.
7. Określenie wszystkich informacji, o których mowa w ust. 2, w odniesieniu
do jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania wchodzących w skład jednostki
redukcji zapotrzebowania planowanej następuje przed przeprowadzeniem testu
redukcji zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1.
26.02.2020
©Telksinoe s. 13/82
Art. 13. 1. W przypadku gdy wniosek o rejestrację nie spełnia wymogów
określonych w art. 12 ust. 2 lub 5, operator wzywa wnioskodawcę do usunięcia
wad lub braków formalnych wniosku w terminie określonym w regulaminie rynku
mocy, o którym mowa w art. 83.
2. W przypadku nieusunięcia w terminie wad lub braków formalnych
wniosku o rejestrację operator odmawia wpisania jednostki fizycznej do rejestru,
o czym niezwłocznie informuje wnioskodawcę.
Art. 14. 1. Operator, w terminie 14 dni od zakończenia certyfikacji ogólnej,
przedkłada Prezesowi URE oraz ministrowi właściwemu do spraw energii
informację o przebiegu tej certyfikacji. Informacja ta zawiera w szczególności:
1) sumę mocy osiągalnej netto wszystkich jednostek fizycznych zgłoszonych do
certyfikacji ogólnej w podziale na: jednostki fizyczne wytwórcze planowane
i istniejące, jednostki fizyczne redukcji zapotrzebowania, jednostki redukcji
zapotrzebowania planowane, jednostki fizyczne wytwórcze będące
magazynem energii elektrycznej oraz jednostki fizyczne zagraniczne;
2) sumę mocy osiągalnej netto jednostek fizycznych, w stosunku do których
zadeklarowano udział w aukcji głównej, w podziale na jednostki fizyczne
wytwórcze planowane i istniejące, jednostki fizyczne redukcji
zapotrzebowania, jednostki fizyczne wytwórcze będące magazynem energii
elektrycznej oraz jednostki fizyczne zagraniczne;
3) wykaz podmiotów wezwanych do uzupełnienia wniosku, zgodnie
z art. 13 ust. 1;
4) wykaz podmiotów, którym odmówiono wpisu do rejestru, zgodnie
z art. 13 ust. 2.
2. Operator, w terminie 28 dni od zakończenia certyfikacji ogólnej,
przedkłada Prezesowi URE oraz ministrowi właściwemu do spraw energii
proponowane wartości parametrów, o których mowa w art. 31 pkt 1, 2, 4 i 5
i art. 32 ust. 1 pkt 2–7 oraz ust. 3.
Rozdział 4
Certyfikacja do aukcji głównej i aukcji dodatkowych
Art. 15. 1. W certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych
właściciel jednostki fizycznej, jednostki fizycznej zagranicznej albo jednostki
26.02.2020
©Telksinoe s. 14/82
redukcji zapotrzebowania planowanej lub podmiot przez niego upoważniony do
dysponowania tą jednostką na rynku mocy składa operatorowi wniosek o:
1) utworzenie jednostki rynku mocy i dopuszczenie jej do aukcji głównej lub do
aukcji dodatkowych lub dopuszczenie do udziału w rynku wtórnym lub
2) dopuszczenie do aukcji dodatkowych jednostki rynku mocy utworzonej
w certyfikacji do aukcji głównej na ten sam rok dostaw
– zwany dalej „wnioskiem o certyfikację”.
2. Wniosek o certyfikację może dotyczyć jednostek fizycznych, jednostek
fizycznych zagranicznych albo jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych
wpisanych do rejestru, z wpisem ważnym w chwili rozpoczęcia certyfikacji do
aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych.
3. Dostawca mocy nie może złożyć wniosku o certyfikację do aukcji głównej
jednostki rynku mocy, w odniesieniu do której zawarł już wieloletnią umowę
mocową obejmującą okres dostaw, którego dotyczy ta certyfikacja.
4. Jednostka rynku mocy objęta obowiązkiem mocowym na dany rok dostaw
lub jednostka fizyczna, wchodząca w skład takiej jednostki rynku mocy, nie może
zostać zgłoszona do certyfikacji do aukcji dodatkowych dotyczących tego samego roku.
5. Jednostka rynku mocy, składająca się z jednostek fizycznych
wytwarzających rocznie więcej niż 30% energii elektrycznej w wysokosprawnej
kogeneracji, może wziąć udział zarówno w aukcji głównej, jak i aukcji dodatkowej
na ten sam rok dostaw, z zastrzeżeniem, że suma oferowanych obowiązków
mocowych przez tę jednostkę nie może być wyższa niż iloczyn mocy osiągalnej
netto i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności dla tej jednostki.
Art. 16. 1. Dostawca mocy może złożyć wniosek o utworzenie jednostki
rynku mocy składającej się z:
1) jednostki fizycznej wytwórczej o mocy osiągalnej netto nie mniejszej niż
2 MW;
2) jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania o mocy osiągalnej redukcji
zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;
3) grupy jednostek fizycznych wytwórczych, których łączna moc osiągalna netto
wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW, a maksymalna moc
26.02.2020
©Telksinoe s. 15/82
osiągalna netto pojedynczej jednostki fizycznej w grupie tych jednostek jest
nie większa niż 10 MW;
4) grupy jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, których łączna moc
osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie
więcej niż 50 MW;
5) jednej jednostki fizycznej zagranicznej wytwórczej o mocy osiągalnej netto
nie mniejszej niż 2 MW;
6) jednej jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania o mocy
osiągalnej redukcji zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;
7) grupy jednostek fizycznych zagranicznych wytwórczych, których łączna moc
osiągalna netto wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW,
a maksymalna moc osiągalna netto pojedynczej jednostki fizycznej w grupie
tych jednostek jest nie większa niż 10 MW;
8) grupy jednostek fizycznych zagranicznych redukcji zapotrzebowania, których
łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW,
lecz nie więcej niż 50 MW;
9) jednej jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej o mocy osiągalnej
redukcji zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;
10) grupy jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych, których łączna moc
osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie
więcej niż 50 MW;
11) grupy składającej się z co najmniej jednej jednostki fizycznej redukcji
zapotrzebowania i co najmniej jednej jednostki redukcji zapotrzebowania
planowanej, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi
nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW.
2. W skład jednostki rynku mocy na dany rok dostaw nie może wchodzić
jednostka fizyczna:
1) w odniesieniu do której wytwórcy energii elektrycznej z odnawialnych źródeł
energii będzie w danym roku dostaw przysługiwało prawo do pokrycia
ujemnego salda, o którym mowa w art. 93 ust. 2 pkt 3 ustawy z dnia 20 lutego
2015 r. o odnawialnych źródłach energii, inna niż:
a) instalacja spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy
z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii lub
26.02.2020
©Telksinoe s. 16/82
b) układ hybrydowy w rozumieniu art. 2 pkt 34 ustawy z dnia 20 lutego
2015 r. o odnawialnych źródłach energii;
2) w odniesieniu do której wytwórca energii elektrycznej z odnawialnych źródeł
energii, dla danego okresu dostaw, będzie składał wniosek o wydanie
świadectw pochodzenia w rozumieniu ustawy wymienionej w pkt 1, inna niż:
a) instalacja spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy
wymienionej w pkt 1 lub
b) układ hybrydowy w rozumieniu art. 2 pkt 34 ustawy wymienionej
w pkt 1;
3) w odniesieniu do której wytwórca lub odbiorca energii elektrycznej będzie
w danym roku świadczył na rzecz operatora usługę określoną w instrukcji,
o której mowa w art. 9g ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo
energetyczne, o charakterze świadczenia i wynagradzania zbliżonym do
obowiązku mocowego na rynku mocy;
4) zagraniczna, w odniesieniu do której dostawca mocy będzie w roku dostaw
świadczyć na rzecz operatora systemu elektroenergetycznego w państwie
członkowskim Unii Europejskiej usługę o charakterze zbliżonym do
obowiązku mocowego na rynku mocy;
5) zagraniczna, w odniesieniu do której dostawca mocy będzie w roku dostaw
korzystał z odpowiedniego systemu wsparcia wytwarzania energii ze źródeł
odnawialnych lub wysokosprawnej kogeneracji.
3. Prezes URE ogłasza w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie
podmiotowej wykaz usług, o których mowa w ust. 2 pkt 3, i aktualizuje go
niezwłocznie w przypadku zmiany instrukcji, o której mowa w art. 9g ustawy
z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, dotyczącej tych usług.
4. W trakcie certyfikacji do aukcji mocy operator tworzy jednostki rynku
mocy składające się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego
i wpisuje je do rejestru.
Art. 17. 1. Jednostką rynku mocy może dysponować tylko jeden dostawca
mocy na dany rok kalendarzowy.
2. Jednostka fizyczna może wchodzić w skład tylko jednej jednostki rynku
mocy na dany rok kalendarzowy.
26.02.2020
©Telksinoe s. 17/82
3. Uczestnik aukcji wstępnej, który w wyniku aukcji wstępnej właściwej dla
danej aukcji mocy został wpisany do rejestru rynku mocy, może ubiegać się
o utworzenie jednostki rynku mocy składającej się z jednej lub większej liczby
jednostek fizycznych zagranicznych w miejsce każdej przyjętej oferty.
4. Łączna wielkość obowiązku mocowego, którą zamierza oferować uczestnik
aukcji wstępnej jako dostawca mocy, jest nie mniejsza niż 2 MW i nie większa od
wielkości wynikającej z zaakceptowanej oferty oraz nie większa od sumy
iloczynów mocy osiągalnych poszczególnych jednostek fizycznych zagranicznych
i właściwych korekcyjnych współczynników dyspozycyjności.
5. Dostawcą mocy w odniesieniu do jednostki rynku mocy składającej się
z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego jest wyłącznie operator
systemu przesyłowego elektroenergetycznego, z którym jednostka ta łączy system.
Art. 18. 1. Maksymalną wielkość obowiązku mocowego, jaką we wniosku
o certyfikację można zaoferować na rynku mocy przez jednostkę rynku mocy,
określa się z uwzględnieniem korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności
wyznaczanego dla poszczególnych grup technologii, zwanego dalej „korekcyjnym
współczynnikiem dyspozycyjności”.
2. Korekcyjny współczynnik dyspozycyjności wyznacza się corocznie na
podstawie danych historycznych za okres ostatnich 5 lat dotyczących typowych dla
danych grup technologii charakterystyk dostarczania mocy oraz awaryjności
i ubytków mocy osiągalnej netto.
3. Wartości korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności dla
poszczególnych grup technologii wyznacza się w przedziale od 0 do 1.
4. Jeżeli jednostka rynku mocy składa się z grupy jednostek fizycznych
należących do różnych grup technologii dostarczania mocy, korekcyjny
współczynnik dyspozycyjności dla tej jednostki rynku mocy jest równy
najniższemu ze współczynników dla jednostek fizycznych wchodzących w jej
skład.
Art. 19. 1. Wniosek o certyfikację jednostki rynku mocy wytwórczej zawiera:
1) wielkość obowiązku mocowego, którą będzie oferował dostawca mocy dla tej
jednostki w aukcji mocy, nie większą niż iloczyn mocy osiągalnej netto
jednostki i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności;
26.02.2020
©Telksinoe s. 18/82
2) wystawione przez operatora lub właściwego ze względu na lokalizację
operatora systemu dystrybucyjnego potwierdzenie spełniania określonych
w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83, wymogów
technicznych, niezbędnych do poprawnego prowadzenia rozliczeń, przez
wszystkie układy pomiarowe jednostek fizycznych wchodzących w skład
jednostki rynku mocy;
3) kopie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej przez jednostki fizyczne
wchodzące w skład jednostki rynku mocy, jeżeli są wymagane zgodnie
z ustawą z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne lub kopie promes
koncesji;
4) moc osiągalną netto każdej z jednostek fizycznych w okresie dostaw;
5) informacje potwierdzające zdolność dostawy mocy osiągalnej netto przez
poszczególne jednostki fizyczne wchodzące w skład jednostki rynku mocy
w okresie dostaw przez nieprzerwany okres nie krótszy niż 4 godziny, w tym
informacje o zastosowanej technologii i sposobie zapewnienia dostępności
odpowiedniej ilości paliwa na potrzeby wykonania obowiązku mocowego;
6) informacje zawierające:
a) szybkość zmian wielkości wytwarzania energii elektrycznej przez
jednostki fizyczne wchodzące w skład jednostki rynku mocy,
b) charakterystykę sprawności wytwarzania energii elektrycznej netto,
a w przypadku jednostek kogeneracji, o których mowa w art. 3 pkt 35
ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, także
charakterystykę sprawności wytwarzania energii elektrycznej netto
i ciepła oraz sprawności ogólnej netto rozumianej jako stosunek
wytwarzania netto energii elektrycznej i ciepła do zużycia energii
chemicznej paliwa w jednostce kogeneracji,
c) minimum techniczne wytwarzania energii elektrycznej, przy którym
jednostka fizyczna wytwórcza może pracować przez nieprzerwany okres
nie krótszy niż 4 godziny, bez uszczerbku dla trwałości tej jednostki,
wyrażone w stosunku do mocy osiągalnej netto,
d) jednostkowe wskaźniki emisji: dwutlenku węgla, siarki, tlenków azotu
oraz pyłów,
26.02.2020
©Telksinoe s. 19/82
e) dane, za rok kalendarzowy poprzedzający rok, w którym odbywa się
certyfikacja do aukcji mocy, dotyczące kosztów operacyjnych stałych
i zmiennych oraz kosztów kapitałowych jednostek fizycznych
wchodzących w skład jednostki rynku mocy obejmujące:
– jednostkowe koszty zmienne, inne niż koszty paliwa podstawowego
i uprawnień do emisji,
– koszty stałe operacyjne,
– koszty stałe kapitałowe,
– nakłady inwestycyjne związane z działaniami na aktywach
składających się na tę jednostkę;
7) informacje o istniejących i planowanych ograniczeniach czasu eksploatacji
jednostki fizycznej, wynikających z odrębnych przepisów;
8) oświadczenia, że nie zachodzą okoliczności, o których mowa w art. 16 ust. 2.
2. Dostawca mocy może ubiegać się o utworzenie nowej jednostki rynku
mocy wytwórczej składającej się wyłącznie z jednej jednostki fizycznej, która
w dniu rozpoczęcia certyfikacji ogólnej była jednostką fizyczną wytwórczą
planowaną. W takim przypadku wniosek o certyfikację oprócz informacji,
o których mowa w ust. 1, zawiera:
1) planowane lub poniesione nakłady finansowe oraz zakres rzeczowy prac
związanych z tymi nakładami;
2) w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy mocowej na okres dłuższy niż
1 rok dostaw – niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
a) nakłady finansowe, o których mowa w pkt 1, oraz
b) planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną, wchodzącą w skład
nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, wymagań emisyjnych zgodnie
z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia
24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane
zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) (Dz. Urz. UE L 334
z 17.12.2010, str. 17, z późn. zm.4)) lub odpowiednio z dyrektywą
Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/2193 z dnia 25 listopada
2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do
powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania (Dz. Urz.
UE L 313 z 28.11.2015, str. 1),
4)
Zmiana wymienionej dyrektywy została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 158 z 19.06.2012, str. 25.
26.02.2020
©Telksinoe s. 20/82
c) w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy zgodnie z art. 25 ust. 5 –
planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną wchodzącą w skład
nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, parametru, o którym mowa
odpowiednio w art. 25 ust. 5 pkt 1 lub 2;
3) poświadczoną kopię:
a) umowy o przyłączenie do sieci albo warunków przyłączenia, jeżeli
umowa taka nie została zawarta,
b) prawomocnego pozwolenia na budowę wydanego dla jednostki
fizycznej, jeżeli jest ono wymagane na podstawie przepisów prawa
budowlanego i zostało wydane,
c) prawomocnej decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach zgody na
realizację przedsięwzięcia wydanej na podstawie przepisów ustawy
z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku
i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz
o ocenach oddziaływania na środowisko (Dz. U. z 2018 r. poz. 2081, z
późn. zm.5)), jeżeli jest wymagana i została wydana;
4) informacje potwierdzające możliwość pozyskania finansowania;
5) harmonogram rzeczowo-finansowy inwestycji;
6) informację o okresie, na jaki dostawca mocy zamierza zawrzeć umowę
mocową, z uwzględnieniem art. 25 ust. 4 i 5.
3. Dostawca mocy może ubiegać się o utworzenie modernizowanej jednostki
rynku mocy wytwórczej składającej się wyłącznie z jednej jednostki fizycznej
wytwórczej istniejącej. W takim przypadku wniosek o certyfikację oprócz
informacji, o których mowa w ust. 1, zawiera:
1) planowane lub poniesione nakłady finansowe oraz zakres rzeczowy prac
związanych z tymi nakładami;
2) moc osiągalną netto w okresie dostaw w przypadku rezygnacji z modernizacji;
5)
Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2019 r. poz. 630,
1501, 1589, 1712, 1815, 1924 i 2170.
26.02.2020
©Telksinoe s. 21/82
3) wielkość obowiązku mocowego, która będzie oferowana w aukcji mocy
w przypadku rezygnacji z modernizacji, nie wyższą niż:
a) wielkość obowiązku mocowego, którą dostawca mocy oferował
w przypadku modernizacji,
b) iloczyn korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności i mocy, o której
mowa w pkt 2;
4) w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy mocowej na okres dłuższy niż
1 rok dostaw – niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
a) nakłady finansowe, o których mowa w pkt 1, oraz
b) planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną, wchodzącą w skład
modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, wymagań
emisyjnych zgodnie z dyrektywami, o których mowa w ust. 2 pkt 2 lit. b,
c) w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy zgodnie z art. 25 ust. 5 –
planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną wchodzącą w skład
modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, parametru, o którym
mowa odpowiednio w art. 25 ust. 5 pkt 1 albo 2;
5) informacje potwierdzające możliwość pozyskania finansowania na modernizację;
6) harmonogram rzeczowo-finansowy inwestycji;
7) informacje o zmianie parametrów techniczno-ekonomicznych w następstwie
modernizacji;
8) informację o okresie obowiązywania umowy mocowej, z uwzględnieniem
art. 25 ust. 4 i 5, którą dostawca mocy planuje zawrzeć w wyniku aukcji mocy
w odniesieniu do tej jednostki.
4. Dostawca mocy, który ubiega się o utworzenie jednostki rynku mocy
składającej się z jednej lub większej liczby jednostek fizycznych zagranicznych:
1) przedkłada informacje, o których mowa w ust. 1 pkt 1 oraz 4–8;
2) w przypadku certyfikacji do aukcji dodatkowych – wskazuje kwartały roku
dostaw, w odniesieniu do których zamierza brać udział w aukcjach dodatkowych;
3) przedkłada potwierdzenie wystawione przez operatora systemu
przesyłowego, właściwego ze względu na lokalizację jednostki fizycznej
zagranicznej, zgodności ze stanem faktycznym parametrów technicznych oraz
26.02.2020
©Telksinoe s. 22/82
lokalizacji wszystkich jednostek fizycznych zagranicznych wchodzących
w skład danej jednostki rynku mocy;
4) przedkłada zobowiązanie operatora systemu przesyłowego, właściwego ze
względu na lokalizację jednostki fizycznej zagranicznej, do przekazywania
operatorowi danych pomiarowo-rozliczeniowych oraz danych o składanych
przez jednostkę fizyczną zagraniczną ofertach wytwarzania lub redukcji
poboru energii elektrycznej, umożliwiających weryfikację oraz rozliczenie
wykonania obowiązku mocowego, na warunkach i w sposób określony
w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83.
Art. 20. 1. Wniosek o certyfikację jednostki rynku mocy redukcji
zapotrzebowania zawiera informacje, o których mowa w art. 19 ust. 1,
odpowiednio dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, w tym
o zasobach lub układach umożliwiających redukcję zapotrzebowania obejmujące
informacje dotyczące źródeł wytwarzania lub magazynów energii elektrycznej,
jeżeli wchodzą w skład tej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania.
2. W przypadku gdy w skład jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania
wchodzi jednostka redukcji zapotrzebowania planowana, potwierdzenie, o którym
mowa w art. 19 ust. 1 pkt 2, nie jest wymagane w odniesieniu do tej jednostki
rynku mocy.
3. W przypadku gdy dostawca mocy ubiega się o certyfikację jednostki rynku
mocy redukcji zapotrzebowania jako potwierdzonej, wniosek o certyfikację
zawiera także potwierdzenie wykonania testu zdolności redukcji zapotrzebowania.
4. W przypadku gdy dostawca mocy ubiega się o zawarcie umowy mocowej
dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania na okres dłuższy niż 1 okres
dostaw w aukcji głównej, wniosek o certyfikację tej jednostki, oprócz informacji
wymaganych zgodnie z ust. 1, zawiera:
1) planowane lub poniesione nakłady finansowe oraz zakres rzeczowy prac
związanych z tymi nakładami;
2) niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
a) nakłady finansowe, o których mowa w pkt 1, oraz
b) w przypadku gdy w skład jednostki rynku mocy wchodzi co najmniej
jedno źródło wytwórcze – parametry techniczne wszystkich źródeł
wytwórczych wchodzących w skład jednostek fizycznych redukcji
26.02.2020
©Telksinoe s. 23/82
zapotrzebowania będących częścią danej jednostki rynku mocy redukcji
zapotrzebowania oraz planowane spełnienie przez nie wymagań
emisyjnych, zgodnie z dyrektywami, o których mowa
w art. 19 ust. 2 pkt 2 lit. b.
5. Wniosek o certyfikację jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania
składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania
zawiera informacje, o których mowa w art. 19 ust. 4, odpowiednio dla jednostki
rynku mocy redukcji zapotrzebowania, w tym o zasobach lub układach
umożliwiających redukcję zapotrzebowania obejmujące informacje dotyczące
źródeł wytwarzania lub magazynów energii elektrycznej, jeżeli wchodzą w skład
tej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania.
6. W przypadku gdy dostawca mocy ubiega się o certyfikację jednostki rynku
mocy redukcji zapotrzebowania składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej
redukcji zapotrzebowania jako potwierdzonej, wniosek o certyfikację zawiera
także potwierdzenie wykonania testu zdolności redukcji zapotrzebowania.
Art. 21. Przedkładając w certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji
dodatkowych wniosek o utworzenie jednostki rynku mocy uprzednio
certyfikowanej, dostawca mocy może złożyć wniosek o certyfikację zawierający
tylko uzupełnienie lub zmianę informacji przekazanych w poprzedniej certyfikacji
do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych.
Art. 22. 1. W przypadku gdy wniosek o certyfikację nie spełnia wymogów
określonych w art. 15, art. 16 ust. 1 lub 2, art. 19 lub art. 20, lub w regulaminie
rynku mocy, o którym mowa w art. 83, operator wzywa składającego wniosek do
usunięcia wad lub braków formalnych wniosku w sposób i w terminie określonym
w tym regulaminie.
2. W przypadku nieusunięcia wad lub braków formalnych wniosku
o certyfikację, w wyznaczonym terminie, operator odmawia wydania certyfikatu,
o czym niezwłocznie informuje składającego wniosek.
Art. 23. Na podstawie wniosku o certyfikację, operator wydaje certyfikat
potwierdzający utworzenie jednostki rynku mocy, jeżeli właściciel jednostki
fizycznej lub podmiot przez niego upoważniony złożył wniosek o jej utworzenie,
oraz dopuszczający tę jednostkę rynku mocy do udziału w:
26.02.2020
©Telksinoe s. 24/82
1) aukcji głównej lub jednej, lub większej liczbie aukcji dodatkowych
następujących bezpośrednio po tej certyfikacji, o ile w certyfikacji ogólnej
zgłoszono do udziału w aukcji wszystkie jednostki fizyczne wchodzące
w skład tej jednostki rynku mocy;
2) rynku wtórnym w odniesieniu do okresu dostaw, którego dotyczyła dana certyfikacja.
Art. 24. 1. Certyfikat wydawany dla jednostki rynku mocy zawiera co
najmniej:
1) dane identyfikacyjne dostawcy mocy oraz jednostki rynku mocy;
2) kwalifikację jednostki rynku mocy zgodnie z art. 25 ust. 1;
3) okres dostaw, którego dotyczy certyfikat;
4) wskazanie aukcji mocy, do udziału w których dopuszcza certyfikat;
5) wielkość obowiązku mocowego, która będzie oferowana w aukcji mocy,
której dotyczyła certyfikacja;
6) w przypadku modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej – wielkość
obowiązku mocowego, która będzie oferowana w aukcji mocy w przypadku
rezygnacji z modernizacji;
7) iloczyn mocy osiągalnej netto i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności;
8) informację o statusie jednostki rynku mocy, jako cenotwórcy albo cenobiorcy;
9) informację o liczbie okresów dostaw, na którą dostawca mocy zamierza
zawrzeć umowę mocową w wyniku aukcji głównej – w przypadku nowej lub
modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej lub jednostki rynku mocy
redukcji zapotrzebowania, o której mowa w art. 20 ust. 4.
2. W przypadku gdy dostawca mocy nie zawarł w wyniku aukcji głównej
umowy mocowej:
1) certyfikat wydany dla tej jednostki wygasa z dniem ogłoszenia ostatecznych
wyników aukcji mocy – w odniesieniu do nowej jednostki rynku mocy wytwórczej;
2) jednostka staje się istniejącą jednostką rynku mocy, a jej moc osiągalna jest
równa wielkości określonej w ust. 1 pkt 6 – w odniesieniu do
modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej;
26.02.2020
©Telksinoe s. 25/82
3) certyfikat wydany dla jednostki rynku mocy, innej niż określona w pkt 1 i 2,
może po zakończeniu tej aukcji mocy zostać wygaszony przez operatora na
wniosek dostawcy mocy.
Art. 25. 1. Wydając certyfikat dla jednostki rynku mocy wytwórczej
w certyfikacji do aukcji głównej, operator kwalifikuje ją jako:
1) istniejącą jednostkę rynku mocy wytwórczą;
2) nową jednostkę rynku mocy wytwórczą – jeżeli składa się ona wyłącznie
z jednostki fizycznej wytwórczej planowanej;
3) modernizowaną jednostkę rynku mocy wytwórczą – jeżeli dostawca mocy
wykazał we wniosku o certyfikację, że jednostka fizyczna wytwórcza
istniejąca spełnia parametr, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. b.
2. Wydając certyfikat dla jednostki rynku mocy wytwórczej w certyfikacji do
aukcji dodatkowych, operator kwalifikuje ją jako istniejącą jednostkę rynku mocy
wytwórczą.
3. Wydając certyfikat dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania
w certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych, operator kwalifikuje
ją jako:
1) potwierdzoną jednostkę rynku mocy redukcji zapotrzebowania – jeżeli do
wniosku o certyfikację dołączono potwierdzenie testu zdolności redukcji
zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1;
2) niepotwierdzoną jednostkę rynku mocy redukcji – jeżeli do wniosku
o certyfikację nie dołączono potwierdzenia testu zdolności redukcji
zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1.
4. Certyfikat uprawnia dostawcę mocy do oferowania obowiązku mocowego w przypadku:
1) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej spełniającej parametr, o którym
mowa w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. a, na nie więcej niż piętnaście kolejnych
okresów dostaw;
2) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, modernizowanej jednostki rynku
mocy wytwórczej albo jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania,
o której mowa w art. 20 ust. 4, spełniającej parametr, o którym mowa
w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. b, na nie więcej niż pięć kolejnych okresów dostaw;
26.02.2020
©Telksinoe s. 26/82
3) istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej, jednostki rynku mocy redukcji
zapotrzebowania, innej niż określona w pkt 2, nowej jednostki rynku mocy
wytwórczej, innej niż określona w pkt 1 i 2, jednostki rynku mocy składającej
się z jednostek fizycznych zagranicznych lub jednostki rynku mocy
składającej się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego – na
jeden okres dostaw, w toku aukcji głównej;
4) istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej, jednostki rynku mocy redukcji
zapotrzebowania, jednostki rynku mocy składającej się z jednostek
fizycznych zagranicznych lub jednostki rynku mocy składającej się
z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego – na jeden okres
dostaw, w toku aukcji dodatkowej.
5. Dostawca mocy jest uprawniony do zawarcia umowy mocowej na okres
dostaw dłuższy o dwa lata, niż maksymalny okres określony odpowiednio
w ust. 4 pkt 1 lub 2, jeżeli jednostka rynku mocy, o której mowa w ust. 4 pkt 1 lub
2, będąca jednostką rynku mocy wytwórczą:
1) spełni jednostkowy wskaźnik emisji dwutlenku węgla na poziomie mniejszym
lub równym 450 kg na 1 megawatogodzinę wytwarzanej energii i
2) w przypadku jednostek kogeneracji – co najmniej połowę wytworzonego
ciepła w tej jednostce dostarcza do systemu ciepłowniczego, w którym
nośnikiem ciepła jest gorąca woda.
6. Jednostka rynku mocy w aukcji głównej posiada:
1) status cenotwórcy – w przypadku:
a) nowej albo modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej,
b) jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania albo jednostki rynku
mocy składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania,
c) jednostki rynku mocy składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej
wytwórczej,
d) jednostki fizycznej połączenia międzysystemowego;
2) status cenobiorcy – w przypadku istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej.
7. Jednostka rynku mocy w aukcji dodatkowej posiada status:
1) cenotwórcy – w przypadku:
26.02.2020
©Telksinoe s. 27/82
a) jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania,
b) jednostki rynku mocy składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej,
c) jednostki fizycznej połączenia międzysystemowego;
2) cenobiorcy – w przypadku istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej.
Art. 26. 1. W odniesieniu do nowej jednostki rynku mocy wytwórczej oraz
niepotwierdzonej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, operator wydaje
certyfikat warunkowy.
2. Certyfikat warunkowy uprawnia dostawcę mocy do udziału w aukcji mocy
po ustanowieniu na rzecz operatora zabezpieczenia finansowego, o którym mowa
w art. 50. W przypadku gdy dostawca mocy nie ustanowi zabezpieczenia
finansowego w terminie określonym w przepisach wydanych na podstawie art. 51,
traci uprawnienie do udziału w aukcji mocy z jednostką rynku mocy, której
dotyczył certyfikat warunkowy.
3. Przepisu ust. 2 zdanie pierwsze w zakresie obowiązku złożenia
zabezpieczenia nie stosuje się w przypadku, gdy zostało ono już ustanowione na
potrzeby poprzednich aukcji, a certyfikat dopuszczający do aukcji głównej lub do
aukcji dodatkowych wydany dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania
pozostaje w mocy.
Art. 27. Operator, w terminie 10 dni od zakończenia certyfikacji do aukcji
głównej, przedkłada Prezesowi URE oraz ministrowi właściwemu do spraw energii
informację o przebiegu tej certyfikacji. Informacja ta zawiera w szczególności:
1) liczbę utworzonych jednostek rynku mocy oraz sumę iloczynów ich mocy
osiągalnej netto i korekcyjnych współczynników dyspozycyjności,
w podziale na: jednostki rynku mocy wytwórcze istniejące, modernizowane
i nowe, jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, jednostki rynku
mocy wytwórcze będące magazynem energii elektrycznej, jednostki rynku
mocy składające się z jednostek fizycznych zagranicznych oraz jednostki
rynku mocy składające się z jednostek fizycznych połączenia
międzysystemowego;
2) wykaz jednostek fizycznych, które pomimo zgłoszenia udziału w aukcji
głównej podczas certyfikacji ogólnej, nie przystąpiły do certyfikacji do aukcji
głównej;
26.02.2020
©Telksinoe s. 28/82
3) sumaryczną wielkość obowiązków mocowych, które będą oferowali dostawcy
mocy w aukcji głównej, w podziale na cenotwórców i cenobiorców;
4) wykaz jednostek rynku mocy, w których skład wchodzą jednostki fizyczne
z istniejącymi lub planowanymi ograniczeniami czasu eksploatacji
wynikającymi z odrębnych przepisów oraz rodzajem tych ograniczeń;
5) wykaz podmiotów wezwanych do uzupełnienia wniosku zgodnie
z art. 22 ust. 1;
6) wykaz podmiotów, którym odmówiono wydania certyfikatu, zgodnie
z art. 22 ust. 2;
7) sumę iloczynów mocy osiągalnej netto jednostek rynku mocy, dla których
został wydany certyfikat uprawniający do uczestnictwa tylko w rynku
wtórnym, i ich korekcyjnych współczynników dyspozycyjności.
Art. 28. Operator, w terminie 10 dni od zakończenia certyfikacji do aukcji
dodatkowych, przedkłada Prezesowi URE oraz ministrowi właściwemu do spraw
energii informację o przebiegu tej certyfikacji. Informacja ta zawiera w szczególności:
1) liczbę utworzonych i dopuszczonych do udziału w aukcjach dodatkowych
jednostek rynku mocy oraz sumę iloczynów ich mocy osiągalnej netto
i korekcyjnych współczynników dyspozycyjności;
2) sumaryczną wielkość obowiązków mocowych, które będą oferowali dostawcy
mocy w poszczególnych aukcjach dodatkowych, w podziale na cenotwórców
i cenobiorców;
3) wykaz podmiotów wezwanych do uzupełnienia wniosku zgodnie
z art. 22 ust. 1;
4) wykaz podmiotów, którym odmówiono wydania certyfikatu, zgodnie
z art. 22 ust. 2.
Rozdział 5
Aukcje mocy
Art. 29. 1. Na rynku mocy przeprowadza się aukcje mocy, w których
dostawcy mocy oferują obowiązek mocowy.
2. Operator do dnia 1 marca każdego roku ogłasza datę:
26.02.2020
©Telksinoe s. 29/82
1) aukcji głównej – przypadającą w okresie między 1 a 22 grudnia w roku
ogłoszenia aukcji;
2) aukcji dodatkowych – przypadającą w pierwszym kwartale w roku
następującym po roku ogłoszenia aukcji.
3. Aukcję główną przeprowadza się w piątym roku przed okresem dostaw,
zgodnie z harmonogramem:
1) w 2019 r. – na okres dostaw przypadający na rok 2024;
2) w 2020 r. – na okres dostaw przypadający na rok 2025;
3) w 2021 r. – na okres dostaw przypadający na rok 2026;
4) w 2022 r. – na okres dostaw przypadający na rok 2027;
5) w 2023 r. – na okres dostaw przypadający na rok 2028;
6) w 2024 r. – na okres dostaw przypadający na rok 2029;
7) w 2025 r. – na okres dostaw przypadający na rok 2030,
z wyjątkiem roku 2018, w którym przeprowadza się aukcje główne na okresy
dostaw przypadające na lata 2021–2023.
4. Aukcje dodatkowe przeprowadza się w roku poprzedzającym rok, na który
przypadają okresy dostaw każdej z tych aukcji, przy czym aukcje dodatkowe dla
wszystkich okresów dostaw odbywają się w tym samym czasie.
Art. 30. 1. Aukcja mocy jest aukcją składającą się z wielu rund z malejącą
ceną. Aukcję rozpoczyna się od ceny maksymalnej, którą obniża się w każdej
kolejnej rundzie.
2. W danej rundzie aukcji mocy dostawca mocy oferuje w odniesieniu do
jednostki rynku mocy obowiązek mocowy określony w certyfikacie po cenie
równej:
1) cenie określonej w ofercie wyjścia, jeżeli dostawca mocy złożył ofertę
wyjścia w danej lub we wcześniejszej rundzie albo
2) cenie wywoławczej kolejnej rundy, jeżeli dostawca mocy nie złożył oferty
wyjścia i dana runda nie jest ostatnią rundą aukcji mocy, albo
3) cenie minimalnej, o której mowa w art. 31 pkt 5, jeżeli dostawca mocy nie
złożył oferty wyjścia i dana runda jest ostatnią rundą aukcji mocy.
3. W aukcji mocy dostawca mocy może złożyć tylko jedną ofertę wyjścia
w odniesieniu do jednostki rynku mocy.
4. W odniesieniu do jednostek rynku mocy składających się z:
26.02.2020
©Telksinoe s. 30/82
1) jednostek fizycznych zagranicznych – przyjmuje się, że oferta wyjścia została
złożona po cenie równej cenie określonej w ofercie przyjętej w aukcji
wstępnej, w oparciu o którą jednostka rynku mocy została certyfikowana;
2) jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego – przyjmuje się, że
oferta wyjścia składana jest zgodnie z zasadami określonymi w umowie,
o której mowa w art. 6 ust. 3.
5. Dostawca mocy, w odniesieniu do jednostki rynku mocy posiadającej
status:
1) cenobiorcy, może w aukcji mocy składać oferty wyjścia z ceną mniejszą lub
równą cenie maksymalnej określonej dla cenobiorców;
2) cenotwórcy, może w aukcji mocy składać oferty wyjścia z ceną nie wyższą
niż cena maksymalna aukcji mocy.
6. Cena określona w ofercie wyjścia złożonej w danej rundzie:
1) nie może być wyższa od ceny wywoławczej danej rundy, lecz musi być
wyższa od ceny wywoławczej kolejnej rundy;
2) nie może być wyższa od ceny maksymalnej określonej dla cenobiorcy,
o której mowa w art. 32 ust. 1 pkt 2, jeżeli oferta dotyczy jednostki rynku
mocy o statusie cenobiorcy;
3) musi być wyższa od ceny minimalnej, o której mowa w art. 31 pkt 5, jeżeli
dana runda jest ostatnią rundą aukcji.
7. Dostawca mocy, który w aukcji głównej oferuje obowiązek mocowy na
więcej niż jeden okres dostaw, może jednorazowo skrócić oferowany w odniesieniu
do właściwej jednostki rynku mocy czas trwania obowiązku mocowego do jednego
okresu dostaw, zgłaszając w dowolnej rundzie cenę minimalną wieloletniego
obowiązku mocowego, przy czym cena ta nie może być wyższa niż cena
wywoławcza tej rundy i musi być wyższa niż cena wywoławcza kolejnej rundy.
Skrócenie czasu trwania obowiązku mocowego następuje, gdy obowiązek ten
został objęty umową mocową zawartą po cenie niższej niż cena minimalna
wieloletniego obowiązku mocowego.
8. Przed rozpoczęciem każdej rundy operator podaje uczestnikom aukcji oraz
do publicznej wiadomości informacje obejmujące co najmniej:
1) cenę wywoławczą tej i kolejnej rundy;
26.02.2020
©Telksinoe s. 31/82
2) przybliżoną łączną wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez
dostawców mocy po cenie nie wyższej niż cena wywoławcza tej rundy.
9. Dostawca mocy, który w aukcji głównej oferuje obowiązek mocowy
w odniesieniu do modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej i nie złożył
dla tej jednostki oferty wyjścia, może jednorazowo w dowolnej rundzie złożyć
oświadczenie o zamiarze rezygnacji z modernizacji, wraz ze wskazaniem ceny,
poniżej której nie zrealizuje tej modernizacji (cena minimalna modernizacji), przy
czym cena ta nie może być wyższa niż cena wywoławcza tej rundy i musi być
wyższa niż cena wywoławcza kolejnej rundy.
10. W przypadku gdy dostawca mocy złożył oświadczenie, o którym mowa
w ust. 9, umowa mocowa może być zawarta w odniesieniu do tej modernizowanej
jednostki wyłącznie po cenie nie mniejszej niż cena minimalna modernizacji. Jeżeli
cena na aukcji spadnie poniżej ceny minimalnej modernizacji, wówczas ta
jednostka zmienia status z modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej na
istniejącą jednostkę rynku mocy wytwórczą o statusie cenobiorcy, w odniesieniu
do której jest oferowany obowiązek mocowy, o którym mowa
w art. 24 ust. 1 pkt 6. W takim przypadku oferowany czas trwania obowiązku
mocowego ulega skróceniu do jednego okresu dostaw.
Art. 31. Popyt w aukcji mocy wyznacza się na podstawie:
1) zapotrzebowania na moc wyznaczonego zgodnie z art. 33;
2) ceny wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej, odzwierciedlającej
alternatywny koszt pozyskania mocy przez operatora przez budowę jednostki
wytwórczej o najniższych operacyjnych i kapitałowych kosztach stałych,
z uwzględnieniem potencjalnej marży na sprzedaży energii elektrycznej
i świadczeniu usług systemowych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 8
ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
3) współczynnika zwiększającego cenę, o której mowa w pkt 2, służącego do
wyznaczenia ceny maksymalnej obowiązującej w aukcji;
4) parametru wyznaczającego wielkość mocy poniżej zapotrzebowania,
o którym mowa w pkt 1, dla której cena osiąga wartość maksymalną, o której
mowa w pkt 3;
26.02.2020
©Telksinoe s. 32/82
5) parametru wyznaczającego wielkość mocy ponad zapotrzebowanie, o którym
mowa w pkt 1, dla której cena osiąga wartość minimalną równą
0,01 zł/kW/miesiąc.
Art. 32. 1. Parametrami aukcji głównej są:
1) wielkości wyznaczające popyt w aukcji, o których mowa w art. 31;
2) cena maksymalna określona dla cenobiorcy, wyznaczona na podstawie
kapitałowych i operacyjnych kosztów stałych;
3) maksymalna liczba rund aukcji;
4) jednostkowe poziomy nakładów inwestycyjnych odniesione do mocy
osiągalnej netto, warunkujące kwalifikację jednostki rynku mocy jako:
a) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej – uprawnionej do oferowania
obowiązków mocowych na nie więcej niż 15 okresów dostaw w aukcji
głównej,
b) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, modernizowanej jednostki
rynku mocy wytwórczej albo jednostki rynku mocy redukcji
zapotrzebowania – uprawnionej do oferowania obowiązków mocowych
na nie więcej niż 5 okresów dostaw w aukcji głównej;
5) minimalne wielkości obowiązków mocowych planowanych do pozyskania
w wyniku aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw,
którego dotyczy aukcja główna;
6) korekcyjne współczynniki dyspozycyjności dla poszczególnych grup
technologii;
7) maksymalne wolumeny obowiązków mocowych dla stref, o których mowa
w art. 6 ust. 6.
2. Jednostkowe poziomy nakładów inwestycyjnych, o których mowa
w ust. 1 pkt 4, poniesionych lub planowanych do poniesienia w okresie od stycznia
piątego roku przed rokiem dostaw a rokiem dostaw dotyczą w przypadku:
1) modernizowanej jednostki rynku mocy – nakładów finansowych na budowę
nowych układów technologicznych lub w zakresie działań na istniejących
układach technologicznych na potrzeby technologiczne tej jednostki;
2) nowej jednostki rynku mocy – nakładów finansowych na jednostkę fizyczną
wytwórczą tworzącą jednostkę rynku mocy;
26.02.2020
©Telksinoe s. 33/82
3) jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania – nakładów finansowych na
dostosowanie urządzeń odbiorcy do możliwości świadczenia usług redukcji
zapotrzebowania, na budowę magazynu energii lub wewnętrznego źródła
wytwarzania energii elektrycznej, które będą stanowiły część urządzeń
odbiorcy końcowego energii elektrycznej.
3. Parametrami aukcji dodatkowych są parametry, o których mowa
w ust. 1 pkt 1–3 i 7, wyznaczane odpowiednio dla kwartałów dostaw oraz
parametry, o których mowa w ust. 1 pkt 6, które były ustalone dla aukcji głównej
dla tego samego roku dostaw.
Art. 33. Zapotrzebowanie na moc w aukcji mocy wyznacza się na podstawie:
1) prognozowanego zapotrzebowania na moc w systemie w danym okresie
dostaw;
2) wymaganego poziomu rezerw mocy ponad zapotrzebowanie w danym okresie
dostaw, wyznaczonego na podstawie przyjętego standardu bezpieczeństwa
dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, określonego w
przepisach wydanych na podstawie art. 68, rozumianego jako dopuszczalny
oczekiwany czas braku dostaw mocy elektrycznej do odbiorców końcowych,
wyrażony w godzinach na rok;
3) wielkości mocy:
a) zapewnianej przez jednostki fizyczne niewchodzące w skład jednostek
rynku mocy,
b) wynikającej z obowiązujących umów mocowych, których przedmiotem
są obowiązki mocowe na ten sam okres dostaw,
c) w przypadku aukcji głównej – planowanej do pozyskania w wyniku
aukcji dodatkowych,
d) połączeń międzysystemowych z uwzględnieniem możliwości ich
wykorzystania na potrzeby pokrycia zapotrzebowania na moc
w systemie oraz wyników aukcji wstępnych.
Art. 34. 1. Minister właściwy do spraw energii, po zasięgnięciu opinii Prezesa
URE, określa, w drodze rozporządzenia, parametry najbliższej aukcji wstępnej,
parametry najbliższej aukcji głównej i najbliższych aukcji dodatkowych, o których
mowa w art. 32 ust. 1 i 3, mając na względzie politykę energetyczną państwa,
26.02.2020
©Telksinoe s. 34/82
adekwatność stosowanych parametrów do potrzeb systemu, zapewnienie
bezpieczeństwa systemu, równoprawne i niedyskryminacyjne traktowanie
dostawców mocy oraz mając na względzie przewidywaną dostępność zdolności
przesyłowych oraz ich udział w zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej.
2. Minister właściwy do spraw energii wydaje rozporządzenie, o którym
mowa w ust. 1, nie później niż 18 tygodni przed rozpoczęciem każdej aukcji
głównej.
Art. 35. 1. W przypadku wystąpienia awarii dedykowanego systemu
teleinformatycznego, za pomocą którego aukcja jest lub ma zostać
przeprowadzona:
1) Prezes URE może, na wniosek operatora, wstrzymać rozpoczęcie aukcji
mocy, w drodze postanowienia;
2) operator może wstrzymać, nie dłużej niż na 24 godziny, rozpoczęcie aukcji
mocy lub zawiesić rozpoczętą aukcję mocy, niezwłocznie powiadamiając
Prezesa URE oraz ministra właściwego do spraw energii wraz z podaniem
przyczyn jej wstrzymania lub zawieszenia.
2. Prezes URE niezwłocznie po ustaniu przyczyn wstrzymania aukcji mocy
ogłasza, w drodze postanowienia, nowy termin rozpoczęcia wstrzymanej aukcji mocy.
3. Operator wznawia zawieszoną aukcję mocy niezwłocznie po ustaniu
przyczyn jej zawieszenia.
4. Na postanowienie, o którym mowa w ust. 1 pkt 1 i ust. 2, nie przysługuje
zażalenie.
Art. 36. 1. Aukcja mocy kończy się, gdy zakończyła się:
1) runda, w której łączna wielkość obowiązków mocowych, dla których nie
zostały złożone oferty wyjścia, z uwzględnieniem złożonych oświadczeń
o rezygnacji z modernizacji, jest nie większa niż popyt na moc lub
2) ostatnia runda.
2. Operator wskazuje jednostki rynku mocy, w odniesieniu do których
w wyniku aukcji mocy zostaną zawarte umowy mocowe, uwzględniając:
1) wyznaczony popyt na moc;
26.02.2020
©Telksinoe s. 35/82
2) złożone oferty wyjścia oraz oświadczenia o rezygnacji z modernizacji;
3) niepodzielność obowiązków mocowych oferowanych w aukcji.
3. Ze względu na warunek niepodzielności, o którym mowa w ust. 2 pkt 3, na
podstawie analizy kosztów i korzyści sporządzonej w sposób określony
w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83, łączna wielkość
obowiązków mocowych, dla których zawiera się umowy mocowe, może być
mniejsza lub większa niż ustalony popyt na moc w rundzie kończącej.
4. W przypadku gdy aukcja mocy zakończyła się w sposób, o którym mowa
w ust. 1 pkt 1, ceną zamknięcia aukcji mocy jest najwyższa cena, po której
zaoferowano obowiązek mocowy w odniesieniu do jednostek rynku mocy,
o których mowa w ust. 2.
5. W przypadku gdy aukcja mocy zakończyła się w sposób, o którym mowa
w ust. 1 pkt 2, a łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez
dostawców mocy jest większa niż popyt na moc, jako cenę zamknięcia aukcji mocy
przyjmuje się cenę, o której mowa w art. 31 pkt 5, a umowy mocowe zawiera się
w odniesieniu do wszystkich jednostek rynku mocy, dla których dostawcy mocy
nie złożyli ofert wyjścia, uwzględniając złożone oświadczenia o rezygnacji
z modernizacji.
6. Na potrzeby wyznaczenia listy jednostek rynku mocy, które zostaną objęte
umowami mocowymi w wyniku aukcji mocy, w przypadku jednostek,
w odniesieniu do których złożono oferty wyjścia z jednakową ceną, oferty
szereguje się w pierwszej kolejności według kolejnych najniższych jednostkowych
wskaźników emisji dwutlenku węgla, a w drugiej kolejności według czasu złożenia
ofert wyjścia.
7. W przypadku zakończenia aukcji mocy, w wyniku której obowiązkiem
mocowym zostały objęte jednostki rynku mocy składające się z jednostek
fizycznych zagranicznych, ceną obowiązków mocowych dla wszystkich takich
jednostek w poszczególnych strefach, o których mowa w art. 6 ust. 6, jest
najwyższa cena w ofercie wyjścia dotyczącej jednostki rynku mocy objętej
obowiązkiem mocowym zlokalizowanej w danej strefie.
Art. 37. Jednostka fizyczna wchodząca w skład jednostki rynku mocy, która
mimo udziału w aukcji głównej i aukcjach dodatkowych na ten sam rok dostaw nie
została objęta obowiązkiem mocowym, może zostać wycofana z eksploatacji po
26.02.2020
©Telksinoe s. 36/82
upływie roku od dokonania zgłoszenia wycofania z eksploatacji tej jednostki, na
zasadach uzgodnionych z operatorem systemu elektroenergetycznego, do którego
sieci jednostka ta jest przyłączona.
Art. 38. 1. Operator, w terminie 3 dni roboczych od zakończenia aukcji mocy,
zamieszcza w rejestrze oraz podaje do publicznej wiadomości wstępne wyniki
aukcji zawierające:
1) wykaz jednostek rynku mocy, w odniesieniu do których zawarto umowy
mocowe, wraz ze wskazaniem dostawców mocy;
2) informacje o wielkości obowiązków mocowych wynikających z zawartych
umów mocowych oraz okresów obowiązywania tych umów;
3) cenę zamknięcia aukcji mocy.
2. Operator przekazuje informację o przebiegu aukcji mocy ministrowi
właściwemu do spraw energii oraz Prezesowi URE, w terminie 7 dni
kalendarzowych od dnia zakończenia aukcji mocy.
Art. 39. 1. W przypadku gdy aukcja mocy została przeprowadzona
z naruszeniem przepisów ustawy lub warunków aukcji, lub uczestnik dopuścił się
zachowania niezgodnego z przepisami prawa lub regulaminem rynku mocy,
o którym mowa w art. 83:
1) jeżeli miało to istotny wpływ na wynik aukcji – Prezes URE, w drodze
decyzji, unieważnia aukcję mocy,
2) minister właściwy do spraw energii lub Prezes URE może, w drodze decyzji,
unieważnić aukcję mocy
– w terminie 14 dni od dnia zakończenia aukcji mocy.
2. W przypadku gdy wykonanie umów mocowych zawartych w wyniku
aukcji będzie stanowiło zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw energii, minister
właściwy do spraw energii, w terminie 21 dni od dnia zakończenia aukcji mocy
może, w drodze decyzji, unieważnić aukcję mocy.
3. Prezes URE ogłasza ostateczne wyniki aukcji mocy w Biuletynie
Informacji Publicznej na swojej stronie podmiotowej, w pierwszym dniu roboczym
następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy.
4. Jeżeli aukcja mocy zostanie unieważniona z przyczyn określonych w ust. 1
lub 2, minister właściwy do spraw energii ogłasza termin przeprowadzenia nowej
26.02.2020
©Telksinoe s. 37/82
aukcji mocy w terminie 14 dni od dnia wydania decyzji o unieważnieniu aukcji.
Certyfikaty wydane przed unieważnioną aukcją mocy zachowują ważność
i stanowią podstawę dopuszczenia do udziału w nowej aukcji.
Art. 40. 1. Minister właściwy do spraw energii, corocznie, opracowuje
sprawozdanie z funkcjonowania rynku mocy w roku poprzednim, zawierające
w szczególności informacje o przebiegu certyfikacji ogólnej i certyfikacji do aukcji
mocy, wynikach aukcji mocy, wykonaniu obowiązków mocowych oraz aktualną
i przewidywaną sytuację w zakresie mocy wytwórczych.
2. Minister właściwy do spraw energii przedstawia, do dnia 30 kwietnia,
sprawozdanie, o którym mowa w ust. 1, Prezesowi Urzędu Ochrony Konkurencji
i Konsumentów.
3. Prezes Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów przekazuje Komisji
Europejskiej, corocznie do dnia 31 maja, sprawozdanie, o którym mowa w ust. 1.
Rozdział 6
Umowa mocowa
Art. 41. Przez umowę mocową:
1) dostawca mocy zobowiązuje się do wykonywania, przez oznaczony czas,
obowiązku mocowego przez określoną jednostkę rynku mocy zgodnie
z wynikiem aukcji mocy;
2) operator zobowiązuje się do:
a) weryfikacji wykonywania obowiązku mocowego,
b) przekazywania informacji niezbędnych do wystawienia przez dostawcę
mocy dokumentów księgowych stanowiących podstawę do wypłacenia
wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego,
c) ustalania wysokości kar należnych od dostawcy mocy za niewykonanie
obowiązku mocowego;
3) zarządca rozliczeń rynku mocy, o którym mowa w art. 61 ust. 2, zobowiązuje
się do zapłaty wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego.
Art. 42. 1. Umowa mocowa zawiera co najmniej:
1) oznaczenie jednostki rynku mocy, przez którą dostawca mocy wykonuje
obowiązek mocowy;
2) okres trwania obowiązku mocowego;
26.02.2020
©Telksinoe s. 38/82
3) sposób wykonywania obowiązku mocowego i wynagrodzenie za jego
wykonanie, w tym cenę;
4) postanowienia dotyczące:
a) uiszczania kar, o których mowa w art. 59,
b) zatrzymywania zabezpieczeń, o których mowa w art. 50,
c) monitorowania postępów inwestycyjnych jednostki rynku mocy lub jej
modernizacji, jeżeli umowa dotyczy nowej lub modernizowanej
jednostki rynku mocy,
d) wykonania testu zdolności redukcji zapotrzebowania, o którym mowa
w art. 53 ust. 1, jeżeli umowa dotyczy niepotwierdzonej jednostki rynku
mocy redukcji zapotrzebowania;
5) warunki jej rozwiązania;
6) odpowiedzialność stron za niewykonanie lub nienależyte wykonanie umowy.
2. Wzór umowy mocowej stanowi załącznik do regulaminu rynku mocy,
o którym mowa w art. 83.
Art. 43. W przypadku jednostki rynku mocy składającej się z jednostek
fizycznych połączenia międzysystemowego, umowa, o której mowa w art. 6 ust. 3,
z chwilą powstania obowiązku mocowego tej jednostki w wyniku aukcji mocy,
staje się umową mocową, o której mowa w art. 41.
Art. 44. 1. Umowa mocowa zostaje zawarta z chwilą ogłoszenia wstępnych
wyników aukcji, o których mowa w art. 38 ust. 1, pod warunkiem zawieszającym
do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji.
2. Umowa mocowa może zostać także zawarta w wyniku transakcji na rynku
wtórnym, z chwilą wpisania tej transakcji do rejestru.
3. Umowę mocową zawiera się na czas oznaczony.
4. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego staje się należne
z dniem rozpoczęcia okresu dostaw.
5. Jeżeli umowa mocowa dotyczy nowej albo modernizowanej jednostki
rynku mocy albo jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, o której mowa
w art. 20 ust. 4, wynagrodzenie staje się należne pod warunkiem wykazania przez
dostawcę mocy spełnienia wymagań, o których mowa w art. 52.
26.02.2020
©Telksinoe s. 39/82
Art. 45. Umowę mocową zawiera się w formie elektronicznej pod rygorem
nieważności.
Art. 46. 1. Umowa mocowa ulega rozwiązaniu, jeżeli dotyczyła:
1) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, a dostawca mocy nie spełnił
wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 1;
2) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, a dostawca mocy nie spełnił
wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2, przed zakończeniem trzeciego
roku dostaw albo przed zakończeniem trwania umowy mocowej, jeżeli została
zawarta na mniej niż trzy lata dostaw;
3) niepotwierdzonej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania,
a dostawca mocy nie uzyskał potwierdzenia testu zdolności redukcji
zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1, przed rozpoczęciem okresu
dostaw.
2. W przypadku gdy umowa mocowa dotyczy modernizowanej jednostki
rynku mocy wytwórczej, a dostawca mocy nie spełnił obowiązku, o którym mowa
w art. 52 ust. 1 lub 2, czas trwania umowy mocowej ulega skróceniu do jednego
roku, a dostawca mocy nie może otrzymać dla tej jednostki certyfikatu jako
modernizowanej jednostki rynku mocy w dwóch kolejnych certyfikacjach do
aukcji głównej następujących po roku, w którym nastąpiło skrócenie czasu trwania
umowy mocowej.
3. W przypadku gdy umowa mocowa dotyczy jednostki rynku mocy redukcji
zapotrzebowania, o której mowa w art. 20 ust. 4, a dostawca mocy nie spełnił
obowiązku, o którym mowa w art. 52 ust. 2 pkt 2 lub 3, czas trwania umowy
mocowej ulega skróceniu do jednego roku, a operator zatrzymuje zabezpieczenie
finansowe, o którym mowa w art. 50 ust. 1, jako karę za niewykonanie umowy
mocowej.
4. W przypadku gdy umowa mocowa dotyczy nowej jednostki rynku mocy
wytwórczej albo modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, która na
podstawie art. 25 ust. 5, w wyniku aukcji głównej, zawarła umowę mocową na
okres dłuższy niż wynikający z przepisów art. 25 ust. 4, a dostawca mocy nie
spełnił obowiązku, o którym mowa w art. 52 ust. 2 pkt 3 lit. c, czas trwania umowy
mocowej ulega skróceniu do okresu określonego odpowiednio w art. 25 ust. 4.
26.02.2020
©Telksinoe s. 40/82
Art. 47. 1. Jeżeli umowa mocowa uległa rozwiązaniu w przypadku, o którym
mowa w art. 46 ust. 1:
1) operator zatrzymuje lub realizuje zabezpieczenie finansowe, o którym mowa
w art. 50 ust. 1, jako karę za niewykonanie umowy mocowej;
2) dostawca mocy, który został zwolniony z obowiązku ustanowienia
zabezpieczenia finansowego, o którym mowa w art. 50 ust. 1, uiszcza karę
w wysokości równej kwocie zabezpieczenia, które byłby obowiązany
ustanowić gdyby nie został zwolniony z tego obowiązku.
2. W przypadku gdy umowa mocowa dotyczy nowej jednostki rynku mocy
wytwórczej, za każdy miesiąc roku dostaw, który rozpoczął się przed spełnieniem
przez dostawcę mocy wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2, dostawca mocy
płaci karę w wysokości 15% wartości niewykonanego obowiązku mocowego,
obliczonej na podstawie najwyższej ceny zamknięcia aukcji mocy dotyczącej
danego roku dostaw.
Rozdział 7
Rynek wtórny
Art. 48. 1. Dostawca mocy, w ramach transakcji na rynku wtórnym, może po
zakończeniu:
1) aukcji dodatkowych – przenosić na jednostkę rynku mocy innego dostawcy
mocy obowiązek mocowy w części lub w całości, w odniesieniu do całości
okresu dostaw lub jego części, z zastrzeżeniem, że przedmiotem obrotu może
być wyłącznie przyszła część okresu dostaw (obrót wtórny obowiązkiem
mocowym);
2) okresu zagrożenia – rozliczać w całości lub w części niewykonanie
obowiązku mocowego dostarczeniem mocy przez inną jednostkę rynku mocy
ponad wielkość wymaganą w tym okresie zagrożenia w odniesieniu do tej
jednostki zgodnie z art. 57 ust. 1 pkt 2 (realokacja wielkości wykonanego
obowiązku mocowego).
2. Transakcje, o których mowa w ust. 1:
1) dotyczą:
26.02.2020
©Telksinoe s. 41/82
a) jednostek rynku mocy certyfikowanych na ten sam rok dostaw, przy
czym jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania musi posiadać
status jednostki potwierdzonej,
b) jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych
zlokalizowanych w tym samym systemie przesyłowym, z tym że
zastrzega się, że obowiązek mocowy jednostki rynku mocy składającej
się z jednostek fizycznych zagranicznych może być przeniesiony także
na jednostkę rynku mocy składającą się z jednostek fizycznych
zlokalizowanych w systemie;
2) nie mogą dotyczyć:
a) obowiązku mocowego wykonywanego przez nową jednostkę rynku
mocy wytwórczą, jeżeli dostawca mocy nie spełnił wymagań, o których
mowa w art. 52 ust. 2,
b) jednostek rynku mocy, w odniesieniu do których dostawca mocy nie
uiścił kary, o której mowa w art. 59,
c) jednostek rynku mocy redukcji zapotrzebowania, które nie wykonały
testu zdolności redukcji zapotrzebowania,
d) jednostek rynku mocy, które zakończyły testowy okres zagrożenia
z wynikiem negatywnym – do dnia otrzymania zgłoszenia, o którym
mowa w art. 67 ust. 9,
e) jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych
połączenia międzysystemowego;
3) muszą zostać zgłoszone do rejestru w przypadku transakcji, o których mowa w:
a) ust. 1 pkt 1 – najpóźniej na dobę przed rozpoczęciem okresu, którego
dotyczą,
b) ust. 1 pkt 2 – najpóźniej w 5. dniu po zakończeniu danego okresu
zagrożenia;
4) muszą spełniać inne wymagania określone w przepisach wydanych na
podstawie art. 68.
Art. 49. 1. Transakcja, o której mowa w art. 48 ust. 1, jest skuteczna, pod
warunkiem że została zgłoszona do rejestru i operator nie wyraził sprzeciwu wobec
transakcji oraz dokonał wpisu tej transakcji do rejestru.
26.02.2020
©Telksinoe s. 42/82
2. Operator może wyrazić sprzeciw wobec transakcji, o której mowa
w art. 48 ust. 1, w terminie 3 dni roboczych od otrzymania zgłoszenia, jeżeli
transakcja ta byłaby niezgodna z art. 48 ust. 2.
Rozdział 8
Zabezpieczenia
Art. 50. 1. W przypadku udziału w aukcji wstępnej lub wydania certyfikatu
warunkowego, o którym mowa w art. 26 ust. 1, odpowiednio uczestnik aukcji
wstępnej lub dostawca mocy jest obowiązany do ustanowienia na rzecz operatora
zabezpieczenia finansowego.
2. Dostawcę mocy zwalnia się z obowiązku ustanowienia zabezpieczenia
finansowego, w przypadku gdy posiada ocenę inwestycyjną (rating), dokonaną
przez wyspecjalizowaną instytucję, na minimalnym poziomie określonym
w przepisach wydanych na podstawie art. 51.
3. Po opublikowaniu wyników aukcji wstępnej operator bezzwłocznie zwraca
uczestnikowi aukcji wstępnej zabezpieczenia finansowe:
1) wniesione w odniesieniu do ofert, które nie zostały przyjęte;
2) w zakresie różnicy między maksymalną wielkością mocy w ofertach danego
uczestnika aukcji wstępnej, wynikającą z wniesionego zabezpieczenia,
a wielkością mocy w złożonych przez niego ofertach.
4. Po wydaniu certyfikatu dla jednostki rynku mocy składającej się z jednej
lub większej ilości jednostek fizycznych zagranicznych operator niezwłocznie
zwalnia zabezpieczenie finansowe wniesione przed aukcją wstępną w wysokości
równej iloczynowi stawki zabezpieczenia oraz wielkości obowiązków mocowych,
które dostawca mocy zamierza oferować w danej aukcji mocy w odniesieniu do tej
jednostki rynku mocy. Pozostałą część zabezpieczenia finansowego operator zatrzymuje.
Art. 51. 1. Minister właściwy do spraw energii określi, w drodze
rozporządzenia, szczegółowe warunki i sposób wnoszenia zabezpieczenia
finansowego, mając na względzie konieczność zapewnienia właściwego
wykonania obowiązku mocowego przez dostawców mocy oraz proporcjonalność
ustanawianego zabezpieczenia.
2. Rozporządzenie, o którym mowa w ust. 1, określa:
26.02.2020
©Telksinoe s. 43/82
1) wysokość zabezpieczenia finansowego odniesioną do wielkości obowiązku
mocowego wnoszonego przez dostawcę mocy oraz wysokość zabezpieczenia
finansowego wnoszonego przez uczestnika aukcji wstępnej;
2) formy, w jakich zabezpieczenie finansowe może być złożone;
3) termin ustanowienia i zwrotu zabezpieczenia finansowego dostawcom mocy
oraz uczestnikom aukcji wstępnych;
4) minimalny poziom ratingu, stanowiący podstawę zwolnienia z obowiązku
ustanowienia zabezpieczenia finansowego oraz instytucje uprawnione do jego
dokonania.
Art. 52. 1. Dostawca mocy, który w wyniku aukcji głównej zawarł umowę
mocową dotyczącą nowej albo modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej,
w terminie 12 miesięcy od dnia ogłoszenia ostatecznych wyników auk cji mocy,
przedstawia operatorowi dokumenty potwierdzające:
1) poniesienie nakładów finansowych w wysokości co najmniej 10%
całkowitych planowanych nakładów finansowych;
2) zawarcie umów związanych z inwestycją o łącznej wartości wynoszącej co
najmniej 20% całkowitych planowanych nakładów finansowych.
2. Dostawca mocy, który w wyniku aukcji głównej zawarł umowę mocową na
więcej niż 1 rok dostaw, przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw, którego
dotyczy zawarta umowa mocowa, przedstawia operatorowi:
1) w przypadku nowej lub modernizowanej jednostki rynku mocy – dokumenty
potwierdzające możliwość dostarczenia mocy przez tę jednostkę, w wielkości
nie mniejszej niż 95% iloczynu mocy osiągalnej netto jednostki
i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności, określonych w certyfikacie,
przez ciągłą pracę przez okres co najmniej godziny;
2) zrealizowanie zakresu rzeczowego inwestycji oraz planowanych nakładów
finansowych na tę jednostkę rynku mocy;
3) niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
a) poniesienie nakładów finansowych, o których mowa odpowiednio
w art. 19 ust. 2 pkt 1, ust. 3 pkt 1 lub art. 20 ust. 4 pkt 1, oraz
b) spełnienie wymagań emisyjnych, o których mowa odpowiednio
w art. 19 ust. 2 pkt 2 lit. b, ust. 3 pkt 4 lit. b, lub parametrów
technicznych, o których mowa w art. 20 ust. 4 pkt 2 lit. b,
26.02.2020
©Telksinoe s. 44/82
c) spełnienie parametru, o którym mowa odpowiednio w art. 25 ust. 5 pkt 1
albo 2 – w przypadku jednostki rynku mocy wytwórczej, która na
podstawie art. 25 ust. 5, w wyniku aukcji głównej zawarła umowę
mocową na okres dłuższy niż wynikający z art. 25 ust. 4;
4) wielkość udzielonej pomocy publicznej, o której mowa w art. 62 ust. 1.
Art. 53. 1. Nie później niż na miesiąc przed rozpoczęciem okresu dostaw
określonego w umowie mocowej dotyczącej niepotwierdzonej jednostki rynku
mocy redukcji zapotrzebowania dostawca mocy wykonuje test zdolności redukcji
zapotrzebowania, zwany dalej „testem”, polegający na dostarczaniu mocy
w sposób ciągły przez okres co najmniej godziny.
2. Test przeprowadza operator po otrzymaniu od dostawc y mocy zgłoszenia
o gotowości do przeprowadzenia testu. W przypadku jednostki rynku mocy
redukcji zapotrzebowania, w skład której wchodzą jednostki fizyczne przyłączone
do sieci dystrybucyjnej, operator przeprowadza test we współpracy z operatorem
systemu dystrybucyjnego.
3. Zgłoszenie, o którym mowa w ust. 2, nie może dotyczyć jednostki rynku
mocy redukcji zapotrzebowania, w której skład wchodzi jednostka redukcji
zapotrzebowania planowana, która nie została zastąpiona w całości przez dostawcę
mocy jedną lub większą ilością jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania.
4. Jeżeli w wyniku testu dostawca mocy dostarczył moc w wysokości:
1) nie mniejszej niż 80% iloczynu mocy osiągalnej i korekcyjnego
współczynnika dyspozycyjności wskazanych w certyfikacie, uznaje się to za
pozytywny wynik testu, a operator wydaje potwierdzenie zdolności redukcji
zapotrzebowania;
2) mniejszej niż 80% iloczynu mocy osiągalnej i korekcyjnego współczynnika
dyspozycyjności wskazanych w certyfikacie, uznaje się to za negatywny
wynik testu.
5. Dostawca mocy, na podstawie wniosku złożonego nie później niż 3 dni
robocze po przeprowadzeniu testu, otrzymuje potwierdzenie, o którym mowa
w ust. 4 pkt 1, mimo negatywnego jego wyniku, jeżeli dostarczył moc w wysokości
nie mniejszej niż 50% iloczynu mocy osiągalnej i korekcyjnego współczynnika
dyspozycyjności wskazanych w certyfikacie. Potwierdzenie określa moc osiągalną
odpowiadającą rzeczywiście wykonanemu obowiązkowi mocowemu podczas
26.02.2020
©Telksinoe s. 45/82
testu. W takim przypadku obowiązek mocowy tej jednostki i wynagrodzenie
określone w umowie mocowej oraz moc osiągalną określoną w certyfikacie, obniża
się odpowiednio.
Art. 54. Dostawca mocy otrzymuje zwrot zabezpieczenia finansowego
z chwilą:
1) przedstawienia dokumentów, o których mowa w art. 52 ust. 2;
2) otrzymania potwierdzenia, o którym mowa w art. 53 ust. 4 pkt 1, albo
w przypadku zawarcia umowy mocowej na więcej niż 1 rok dostaw –
otrzymania tego potwierdzenia i przedstawienia dokumentów, o których
mowa w art. 52 ust. 2;
3) otrzymania potwierdzenia, o którym mowa w art. 53 ust. 5, albo w przypadku
zawarcia umowy mocowej na więcej niż 1 rok dostaw – otrzymania tego
potwierdzenia i przedstawienia dokumentów, o których mowa
w art. 52 ust. 2, z zastrzeżeniem, że w obu tych przypadkach operator zwraca
zabezpieczenie finansowe pomniejszone proporcjonalnie o wartość
wynikającą z wyniku testu zdolności redukcji zapotrzebowania;
4) stwierdzenia wygaśnięcia certyfikatu, na wniosek dostawcy mocy, zgodnie
z art. 24 ust. 2 pkt 3;
5) wygaśnięcia certyfikatu zgodnie z art. 24 ust. 2 pkt 1.
Rozdział 9
Rejestr rynku mocy
Art. 55. 1. Rejestr prowadzi operator.
2. Rejestr jest elektroniczną platformą prowadzenia rynku mocy,
gromadzenia, przetwarzania i wymiany danych handlowych, rozliczeniowych
i technicznych na tym rynku oraz składania określonych w ustawie oświadczeń
uczestników rynku mocy, w tym zawierania transakcji na rynku wtórnym.
3. Rejestr zawiera w szczególności informacje dotyczące:
1) terminów, warunków oraz wyników certyfikacji, w tym pozyskanych danych;
2) jednostek fizycznych oraz jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych
uzyskane w certyfikacji ogólnej;
3) jednostek rynku mocy i przyznanych im certyfikatów;
26.02.2020
©Telksinoe s. 46/82
4) dostawców mocy biorących udział w rynku mocy wraz z jednostkami rynku
mocy, którymi dysponują;
5) wyników aukcji wstępnych, w tym wybranych ofert;
6) terminów aukcji mocy;
7) wstępnych i ostatecznych wyników aukcji mocy;
8) oświadczeń składanych przez uczestników aukcji mocy w toku aukcji wraz ze
wskazaniem czasu ich złożenia;
9) ogłoszonych okresów zagrożenia;
10) obowiązujących umów mocowych;
11) wykonania obowiązków mocowych;
12) wynagrodzenia za wykonanie obowiązku mocowego, kar za niewykonanie
tego obowiązku oraz premii za wykonanie obowiązku mocowego ponad
wymagany poziom;
13) treści oświadczeń uczestników rynku mocy innych niż określone w pkt 8;
14) transakcji na rynku wtórnym.
4. Wpis do rejestru dotyczący certyfikacji ogólnej odnoszący się do:
1) jednostki fizycznej wytwórczej planowanej – zachowuje ważność do
zakończenia certyfikacji do aukcji głównej wskazanej zgodnie
z art. 12 ust. 2 pkt 7;
2) jednostki fizycznej innej niż określona w pkt 1 – zachowuje ważność do
rozpoczęcia certyfikacji ogólnej w kolejnym roku.
5. Operator zapewnia wgląd do rejestru ministrowi właściwemu do spraw
energii i Prezesowi URE, z zachowaniem przepisów o ochronie informacji
niejawnych lub innych informacji prawnie chronionych.
6. Rejestr jest jawny dla uczestników rynku mocy, z zachowaniem przepisów
o ochronie informacji niejawnych lub innych informacji prawnie chronionych.
7. Operator administruje i przetwarza dane zawarte w rejestrze w trybie i na
zasadach określonych w przepisach ustawy z dnia 29 sierpnia 1997 r. o ochronie
danych osobowych (Dz. U. z 2016 r. poz. 922 oraz z 2018 r. poz. 138 i 723)6).
6)
Ustawa utraciła moc z dniem 25 maja 2018 r. z wyjątkiem art. 1, art. 2, art. 3 ust. 1, art. 4–7, art.
14–22, art. 23–28, art. 31 oraz rozdziałów 4, 5 i 7, które zachowały moc w odniesieniu do
przetwarzania danych osobowych w celu rozpoznawania, zapobiegania, wykrywania i
zwalczania czynów zabronionych, prowadzenia postępowań w sprawach dotyczących tych
czynów oraz wykonywania orzeczeń w nich wydanych, kar porządkowych i środków przymusu
w zakresie określonym w przepisach stanowiących podstawę działania służb i organów
26.02.2020
©Telksinoe s. 47/82
Art. 56. 1. Operator prowadzi rejestr, dbając o bezpieczeństwo, aktualność
i trwałość danych w nim zapisanych.
2. Domniemywa się, że dane zapisane w rejestrze są zgodne ze stanem
faktycznym.
3. Oświadczenia składane w rejestrze zostają złożone z chwilą wpisu do tego
rejestru.
4. Wnioski, informacje i oświadczenia składane w rejestrze opatruje się
kwalifikowanym podpisem elektronicznym.
DZIAŁ III
Wykonanie obowiązku mocowego i rozliczenia na rynku mocy
Rozdział 1
Wykonanie obowiązku mocowego
Art. 57. 1. Wykonywanie obowiązku mocowego polega na:
1) pozostawaniu w gotowości do dostarczania przez jednostkę rynku mocy
określonej w umowie mocowej mocy elektrycznej do systemu oraz
2) dostarczeniu mocy elektrycznej do systemu w okresach zagrożenia
w wielkości równej skorygowanemu obowiązkowi mocowemu, o którym
mowa w art. 58 ust. 1 – w przypadku jednostki rynku mocy składającej się
z jednostek fizycznych zlokalizowanych w systemie oraz jednostki rynku
mocy składającej się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego,
lub
3) dostarczeniu mocy elektrycznej do systemu przesyłowego państwa
członkowskiego Unii Europejskiej, bezpośrednio połączonego z systemem,
lub pozostawanie w gotowości do dostarczenia mocy, w okresach zagrożenia
uprawnionych do realizacji zadań w tym zakresie, w terminie do dnia wejścia w życie przepisów
wdrażających dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/680 z dnia 27 kwietnia
2016 r. w sprawie ochrony osób fizycznych w związku z przetwarzaniem danych osobowych
przez właściwe organy do celów zapobiegania przestępczości, prowadzenia postępowań
przygotowawczych, wykrywania i ścigania czynów zabronionych i wykonywania kar, w sprawie
swobodnego przepływu takich danych oraz uchylającą decyzję ramową Rady 2008/977/WSiSW
(Dz. Urz. UE L 119 z 04.05.2016, str. 89), na podstawie art. 175 ustawy z dnia 10 maja 2018 r.
o ochronie danych osobowych (Dz. U. poz. 1000), która weszła w życie z dniem 25 maja 2018
r. Przepisy ustawy wymienione w zdaniu pierwszym utraciły moc z dniem 6 lutego 2019 r., na
podstawie art. 107 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o ochronie danych osobowych
przetwarzanych w związku z zapobieganiem i zwalczaniem przestępczości (Dz. U. z 2019 r. poz.
125), która weszła w życie z dniem 6 lutego 2019 r.
26.02.2020
©Telksinoe s. 48/82
w wielkości równej skorygowanemu obowiązkowi mocowemu, o którym
mowa w art. 58 ust. 1 – w przypadku jednostki rynku mocy składającej się
z jednostek fizycznych zagranicznych zlokalizowanych w tym systemie.
2. Obowiązek, o którym mowa w:
1) ust. 1 pkt 1, powstaje z dniem rozpoczęcia okresu dostaw, na który została
zawarta umowa mocowa, i trwa do czasu zakończenia tego okresu;
2) ust. 1 pkt 2 i 3, powstaje z chwilą rozpoczęcia każdego okresu zagrożenia
i trwa do jego zakończenia.
3. Dostawca mocy wykonuje obowiązek mocowy w zakresie dostarczenia
mocy w okresie zagrożenia dla jednostki rynku mocy zlokalizowanej w systemie:
1) w skład której wchodzą wyłącznie jednostki fizyczne uczestniczące aktywnie
w bilansowaniu systemu w ramach mechanizmu centralnego bilansowania –
przez zapewnienie wymaganej mocy dyspozycyjnej oraz wykonywanie
poleceń operatora, zgodnie z procedurami, o których mowa w art. 9g ust. 6
ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
2) innej niż określona w pkt 1 przez:
a) wytwarzanie energii elektrycznej – w przypadku jednostki rynku mocy
wytwórczej,
b) czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z sieci
elektroenergetycznej – w przypadku jednostki rynku mocy redukcji
zapotrzebowania.
4. Dostawca mocy wykonuje obowiązek mocowy w zakresie dostarczenia
mocy w testowym okresie zagrożenia dla jednostki rynku mocy składającej się
z jednostek fizycznych zagranicznych przez:
1) wytwarzanie energii elektrycznej – w przypadku jednostki rynku mocy
zagranicznej wytwórczej;
2) czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z sieci
elektroenergetycznej – w przypadku jednostki rynku mocy zagranicznej
redukcji zapotrzebowania.
5. Skorygowany obowiązek mocowy uznaje się za wykonany w okresie
zagrożenia przez jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych
połączenia międzysystemowego, jeżeli zmierzony przepływ mocy ze strefy,
o której mowa w art. 6 ust. 6, w której zlokalizowana jest dana jednostka, był
26.02.2020
©Telksinoe s. 49/82
w okresie zagrożenia większy lub równy sumie wszystkich wielkości
skorygowanego obowiązku mocowego przynależnych do wykonania przez
jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych połączenia
międzysystemowego zlokalizowane w danej strefie.
6. W przypadku strefy profilu synchronicznego, o której mowa
w art. 6 ust. 6 pkt 1, jeżeli nastąpiło niewykonanie obowiązku mocowego zgodnie
z ust. 5, niewykonanie obowiązku mocowego przez poszczególne jednostki rynku
mocy składające się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego jest
proporcjonalne do:
1) wielkości obowiązku mocowego danej jednostki rynku mocy i odwrotnie
proporcjonalne do sumy obowiązków mocowych wszystkich jednostek rynku
mocy w danej strefie – jeżeli operator i wszyscy dostawcy mocy posiadający
jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych połączenia
międzysystemowego udostępnili zdolności przesyłowe odpowiadające
odpowiednio co najmniej skorygowanym obowiązkom mocowym
poszczególnych jednostek;
2) brakującej wielkości zdolności przesyłowych udostępnionych w odniesieniu
do danego połączenia międzysystemowego i odwrotnie proporcjonalne do
sumy wszystkich brakujących zdolności przesyłowych udostępnionych
w odniesieniu do wszystkich połączeń międzysystemowych w danej strefie –
jeżeli dla jednego bądź większej ilości połączeń międzysystemowych operator
lub dostawcy mocy nie udostępnili zdolności przesyłowych w wielkości
równej lub wyższej od wielkości skorygowanych obowiązków mocowych
jednostek rynku mocy odpowiadających poszczególnym połączeniom
międzysystemowym.
7. Skorygowany obowiązek mocowy uznaje się za wykonany w okresie
zagrożenia przez jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych
zagranicznych, jeżeli:
1) zmierzony przepływ mocy ze strefy, o której mowa w art. 6 ust. 6, w której
zlokalizowana jest dana jednostka, był w okresie zagrożenia większy lub
równy sumie wszystkich wielkości skorygowanego obowiązku mocowego
przynależnych do wykonania przez jednostki rynku mocy zlokalizowane
w danej strefie, albo
26.02.2020
©Telksinoe s. 50/82
2) moc dostarczana przez daną jednostkę do systemu bezpośrednio połączonego
z systemem w wyniku wytwarzania lub obniżenia poboru energii elektrycznej
była nie niższa od skorygowanego obowiązku mocowego tej jednostki, albo
3) moc dostarczana przez daną jednostkę do systemu bezpośrednio połączonego
z systemem w wyniku wytwarzania energii elektrycznej lub redukcji
zapotrzebowania, powiększona o niewykorzystane ważne oferty wytwarzania
lub obniżenia poboru energii elektrycznej złożone przez tę jednostkę na
giełdzie energii, była nie niższa od skorygowanego obowiązku mocowego tej
jednostki, albo
4) moc dostarczana przez daną jednostkę do systemu bezpośrednio połączonego
z systemem w wyniku wytwarzania energii elektrycznej lub redukcji
zapotrzebowania, powiększona o niewykorzystane ważne oferty wytwarzania
lub obniżenia poboru energii elektrycznej złożone przez tę jednostkę na
giełdzie energii i rynku bilansującym, była nie niższa od skorygowanego
obowiązku mocowego tej jednostki.
8. W przypadku jednostek rynku mocy redukcji zapotrzebowania
składających się z jednostek fizycznych zagranicznych redukcji zapotrzebowania,
warunek ważności oferty, o którym mowa w ust. 7 pkt 3 i 4, obejmuje wysokość
oferty cenowej na redukcję zapotrzebowania nie wyższą od dwukrotności średniej
ceny na giełdzie energii elektrycznej w danym roku dostaw.
9. Operator ogłasza okres zagrożenia, publikując ostrzeżenia na swojej stronie
internetowej i dokonując wpisu w rejestrze. Ostrzeżenie publikuje się nie później
niż osiem godzin przed rozpoczęciem okresu zagrożenia.
10. Operator może nie ogłaszać okresu zagrożenia mimo obniżenia wielkości
nadwyżki mocy dostępnej w procesach planowania dobowego pracy systemu
poniżej wartości wymaganej, określonej zgodnie z art. 9g ust. 4 pkt 9 ustawy z dnia
10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, w przypadkach określonych
w przepisach wydanych na podstawie art. 68.
Art. 58. 1. Skorygowany obowiązek mocowy jednostki rynku mocy oblicza
się na podstawie:
1) wielkości obowiązku mocowego, wynikającej z umów mocowych
dotyczących tej jednostki;
2) prognozowanego:
26.02.2020
©Telksinoe s. 51/82
a) zapotrzebowania na moc w systemie w okresie zagrożenia,
b) wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach fizycznych
wytwórczych nieobjętych obowiązkiem mocowym;
3) łącznej wielkości obowiązków mocowych objętych umowami mocowymi
w okresie dostaw, z uwzględnieniem ust. 4.
2. Wraz z ogłoszeniem okresu zagrożenia, operator publikuje informacje
umożliwiające dostawcy mocy oszacowanie skorygowanego obowiązku
mocowego, w tym wielkości, o których mowa w ust. 1 pkt 2 i 3.
3. Skorygowany obowiązek mocowy jednostki rynku mocy jest mniejszy lub
równy wielkości obowiązku mocowego wynikającego z umów mocowych
dotyczących tej jednostki.
4. Przy rozliczaniu wykonania obowiązku mocowego w zakresie dostarczenia
mocy w okresie zagrożenia uwzględnia się brak możliwości dostarczenia tej części
mocy, która nie została dostarczona w wyniku:
1) ograniczeń sieciowych wynikających z poleceń ruchowych operatora lub
operatora systemu dystrybucyjnego;
2) zdarzenia nagłego, nieprzewidywalnego i niezależnego od woli stron, którego
skutkom nie można było zapobiec ani przeciwdziałać przy zachowaniu
należytej staranności, uniemożliwiającego dostawcy mocy wykonanie
obowiązku mocowego w wielkości wyższej niż 40% (siła wyższa).
5. Operator systemu dystrybucyjnego przekazuje operatorowi dane
pomiarowe dotyczące jednostek fizycznych tworzących jednostkę rynku mocy na
potrzeby weryfikacji wykonania obowiązku mocowego oraz na potrzeby rozliczeń.
Przepis art. 9c ust. 3a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne
stosuje się odpowiednio.
6. Operator informuje dostawcę mocy oraz zarządcę rozliczeń o wykonaniu,
przez dostawcę mocy, obowiązku mocowego w danym miesiącu, w terminie 7 dni
po zakończeniu każdego miesiąca.
Art. 59. 1. Dostawca mocy, który nie wykonał obowiązku mocowego zgodnie
z art. 57 i art. 58, uiszcza karę na rzecz operatora.
2. Wysokość kary, o której mowa w ust. 1, oblicza się jako iloczyn wielkości
niewykonanego obowiązku mocowego oraz jednostkowej stawki kary obliczonej
w sposób określony w przepisach wydanych na podstawie art. 68.
26.02.2020
©Telksinoe s. 52/82
3. W przypadku gdy niewykonanie obowiązku mocowego dotyczy jednostki
rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych połączenia
międzysystemowego:
1) jeżeli, udostępnione przez operatora, zdolności wymiany transgranicznej na
połączeniach międzysystemowych dotyczących danej jednostki rynku mocy
były równe co najmniej obowiązkowi mocowemu tej jednostki,
a udostępnione przez dostawcę mocy zdolności wymiany transgranicznej były
niższe od obowiązku mocowego – kara naliczana jest dostawcy mocy;
2) jeżeli, udostępnione przez dostawcę mocy, zdolności wymiany
transgranicznej na połączeniach międzysystemowych dotyczących danej
jednostki rynku mocy były równe co najmniej obowiązkowi mocowemu tej
jednostki, a udostępnione przez operatora zdolności wymiany transgranicznej
były niższe od obowiązku mocowego – kara naliczana jest operatorowi;
3) w przypadkach innych niż określone w pkt 1 i 2 – kara naliczana jest
operatorowi i dostawcy mocy w częściach równych.
4. Suma kar należnych od dostawcy mocy za niewykonanie obowiązku
mocowego w odniesieniu do jednej jednostki rynku mocy w roku dostaw nie może
przekroczyć dwukrotności iloczynu największego w danym roku dostaw
obowiązku mocowego jednostki, której dotyczy umowa mocowa, oraz najwyższej
z cen zamknięcia aukcji mocy dotyczących danego roku dostaw.
5. Suma kar należnych od dostawcy mocy w miesiącu nie może przekroczyć
jednej piątej najwyższej dopuszczalnej sumy kar określonej zgodnie z ust. 4.
6. W przypadkach kar, o których mowa w ust. 3, przepisy ust. 4 i 5 stosuje się
odpowiednio, traktując operatora i dostawcę mocy łącznie jak jednego dostawcę
mocy.
7. Okresem rozliczeniowym w przypadku kar jest miesiąc.
Rozdział 2
Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego i proces rozliczeń
Art. 60. 1. Dostawca mocy otrzymuje wynagrodzenie za wykonywanie
obowiązku mocowego po zakończeniu każdego miesiąca okresu dostaw. Za
wykonanie obowiązku mocowego dostawca mocy wystawia fakturę operatorowi,
na podstawie informacji, o której mowa w art. 58 ust. 6.
26.02.2020
©Telksinoe s. 53/82
2. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego w danym
miesiącu:
1) wyznacza się odrębnie dla każdej jednostki rynku mocy;
2) oblicza się jako sumę iloczynów obowiązków mocowych w godzinach
miesiąca, zgodnie z informacją, o której mowa w art. 58 ust. 6,
i odpowiadającej danemu obowiązkowi mocowemu cenie obowiązku
mocowego, z uwzględnieniem art. 62.
3. Określona w umowie mocowej cena obowiązku mocowego jest ceną
zamknięcia aukcji głównej albo aukcji dodatkowej.
4. Cena obowiązku mocowego dla wieloletnich umów mocowych podlega
corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług
konsumpcyjnych ogółem określonym w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu
Statystycznego, ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej
„Monitor Polski” za rok poprzedzający rok ustalania stawek opłaty mocowej na
dany rok dostaw.
Art. 61. 1. Rozliczeń finansowych rynku mocy dokonuje zarządca rozliczeń
rynku mocy, zwany dalej „zarządcą rozliczeń”.
2. Zadania zarządcy rozliczeń wykonuje Zarządca Rozliczeń S.A., o którym
mowa w rozdziale 7 ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania
kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem
umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz. U. z 2019 r.
poz. 1874).
3. Wynagrodzenie, o którym mowa w art. 60 ust. 1, wypłaca dostawcy mocy
zarządca rozliczeń na podstawie pisemnej dyspozycji operatora zawierającej
zestawienie kwot brutto należnych za dany miesiąc poszczególnym dostawcom
mocy.
Art. 62. 1. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla nowej
i modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej pomniejsza się o wielkość
pomocy publicznej o charakterze inwestycyjnym przeznaczonej na budowę lub
modernizację tej jednostki, udzielonej do czasu rozpoczęcia pierwszego okresu
dostaw dla tej jednostki.
26.02.2020
©Telksinoe s. 54/82
2. Pomniejszenia wynagrodzenia, o którym mowa w ust. 1, dokonuje się
proporcjonalnie przez cały okres trwania umowy mocowej, zmniejszając cenę
obowiązku mocowego.
Art. 63. 1. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla
jednostki rynku mocy wytwórczej, w skład której wchodzi jednostka fizyczna
będąca instalacją spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy
z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii i układem hybrydowym
w rozumieniu art. 2 pkt 34 tej ustawy, koryguje się w związku z otrzymywaniem
świadectw pochodzenia w rozumieniu tej ustawy.
1a. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla jednostki
rynku mocy wytwórczej, w skład której wchodzi jednostka fizyczna będąca
jednostką kogeneracji w rozumieniu ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r.
o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U.
z 2019 r. poz. 42 i 412), koryguje się w związku z otrzymywaniem:
1) premii gwarantowanej albo
2) premii gwarantowanej indywidualnej, albo
3) premii kogeneracyjnej, albo
4) premii kogeneracyjnej indywidualnej
– w rozumieniu tej ustawy.
2. Korekty, o której mowa w ust. 1 i 1a, za dany okres dokonuje się,
pomniejszając obowiązek mocowy, za który przysługuje wynagrodzenie,
o wolumen mocy wynikający z:
1) przyznanych za ten okres świadectw pochodzenia w rozumieniu ustawy
wymienionej w ust. 1 lub
2) ilości energii elektrycznej wytworzonej w tej jednostce, objętej obowiązkiem
mocowym, w odniesieniu do której uzyskano premię w rozumieniu ustawy
wymienionej w ust. 1a.
2a. Korekta, o której mowa w ust. 1 i 1a, nie może być wyższa niż
wynagrodzenie wynikające z wielkości obowiązku mocowego i ceny obowiązku
mocowego.
3. Wynagrodzenie za wykonanie obowiązku mocowego dla jednostki rynku
mocy, o której mowa w ust. 1 i 1a, wypłaca się po przedstawieniu informacji o:
26.02.2020
©Telksinoe s. 55/82
1) przyznanych za ten okres świadectw pochodzenia, o których mowa w ustawie
wymienionej w ust. 1,
2) otrzymanej za ten okres premii, o której mowa w ustawie wymienionej
w ust. 1a
– niezbędnych do wyliczenia korekty.
4. Operator lub zarządca rozliczeń może wystąpić do Prezesa U RE
o przekazanie informacji umożliwiających weryfikację informacji, o których mowa
w ust. 3.
Art. 64. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla
jednostki rynku mocy składającej się z:
1) jednostki fizycznej zagranicznej – wypłaca się po przedstawieniu przez
operatora systemu przesyłowego, właściwego ze względu na lokalizację tej
jednostki, danych pomiarowo-rozliczeniowych za dany okres lub innych
informacji pozwalających na dokonanie rozliczeń;
2) jednostki fizycznej połączenia międzysystemowego – dzieli się w równych
częściach między dostawcę mocy i operatora.
Art. 65. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego oraz
premię, o której mowa w art. 66 ust. 1, powiększa się o należny podatek od
towarów i usług w rozumieniu ustawy z dnia 11 marca 2004 r. o podatku od
towarów i usług (Dz. U. z 2018 r. poz. 2174, z późn. zm.7)).
Art. 66. 1. Dostawca mocy, który w danym okresie zagrożenia dostarczył
moc ponad skorygowany obowiązek mocowy jednostki rynku mocy
zlokalizowanej w systemie, otrzymuje premię wynikającą z redystrybucji środków
pieniężnych z kar za niewykonanie obowiązku mocowego, o ile zostały naliczone,
zwaną dalej „premią”.
2. Premię otrzymuje także dostawca mocy, który w okresie zagrożenia
dostarczył moc przez jednostkę rynku mocy certyfikowaną na dany rok dostaw,
lecz nie zawarł umowy mocowej w odniesieniu do tej jednostki, obejmującej okres,
w którym wystąpił okres zagrożenia.
3. Okresem rozliczeniowym w przypadku premii jest rok kalendarzowy.
7)
Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2018 r. poz. 2193,
2215, 2244, 2354, 2392 i 2433 oraz z 2019 r. poz. 675, 1018, 1495, 1520, 1751, 1818, 2166 i 2200.
26.02.2020
©Telksinoe s. 56/82
4. Premię należną dostawcy mocy nalicza się proporcjonalnie do nadwyżki
mocy dostarczonej przez tego dostawcę oraz wielkości kar z tytułu niewykonania
obowiązków mocowych naliczonych w okresie rozliczeniowym, o którym mowa
w ust. 3.
5. Suma premii należnych wszystkim dostawcom mocy za dostarczenie moc y
ponad obowiązek mocowy nie może przekroczyć łącznej wysokości kar za
niewykonanie obowiązku mocowego w danym roku dostaw, a jednostkowa cena
dostarczenia mocy ponad obowiązek mocowy, służąca do wyliczenia wysokości
premii, nie może być wyższa niż dwukrotność jednostkowej stawki kary za
niewykonanie obowiązku mocowego w danym okresie dostaw.
6. Dostawca mocy po zakończeniu każdego roku kalendarzowego wystawia
operatorowi fakturę z tytułu premii w danym roku, na podstawie informacji
operatora przekazanej temu dostawcy do końca miesiąca następującego po
zakończeniu roku.
7. Premię wypłaca dostawcy mocy zarządca rozliczeń na podstawie pisemnej
dyspozycji operatora zawierającej zestawienie kwot brutto należnych za dany rok
kalendarzowy poszczególnym dostawcom mocy.
Art. 67. 1. Po zakończeniu każdego kwartału w roku dostaw, dostawca mocy,
który był stroną umowy mocowej, wykazuje operatorowi zdolność do wykonania
obowiązku mocowego w stosunku do każdej z jednostek rynku mocy, której
dotyczy umowa mocowa.
2. Wykazanie zdolności do wykonania obowiązku mocowego polega na
wskazaniu operatorowi, określonej w przepisach wydanych na podstawie art. 68,
liczby godzin w każdym kwartale, w których jednostka rynku mocy dostarczała
moc do systemu (demonstracja).
3. Za dostarczenie mocy do systemu na potrzeby demonstracji uważa się,
w przypadku:
1) jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania – ograniczenie mocy
pobieranej z sieci elektroenergetycznej w wielkości nie mniejszej niż
najwyższy obowiązek mocowy tej jednostki w kwartale dostaw;
2) jednostki rynku mocy wytwórczej – wytworzenie energii elektrycznej
w wielkości nie mniejszej niż najwyższy obowiązek mocowy tej jednostki
w kwartale dostaw.
26.02.2020
©Telksinoe s. 57/82
4. Dostawca mocy zwraca operatorowi wynagrodzenie za wykonywanie
obowiązku mocowego należne na podstawie umowy dotyczącej jednostki rynku
mocy, w odniesieniu do której nie dokonał demonstracji zgodnie z ust. 1–3.
Obowiązek zwrotu wynagrodzenia obejmuje wynagrodzenie należne za cały
kwartał, za który dostawca mocy nie dokonał demonstracji.
5. Niezależnie od obowiązków określonych w ust. 1–3, operator może ogłosić
testowy okres zagrożenia dla wybranych jednostek rynku mocy objętych
obowiązkiem mocowym. W przypadku pozytywnego wyniku testowego okresu
zagrożenia, operator pokrywa na wniosek dostawcy mocy uzasadnione koszty
związane z jego wykonaniem dla jednostki rynku mocy, przy czym wysokość
rekompensaty nie może być wyższa niż równowartość tygodniowego
wynagrodzenia dostawcy mocy w odniesieniu do tej jednostki rynku mocy.
6. Wynik testowego okresu zagrożenia dla dostawcy mocy, wobec którego
operator ogłosił testowy okres zagrożenia, jest:
1) pozytywny, jeżeli dostarczona moc przez jednostkę rynku mocy jest nie
mniejsza od pełnej wielkości obowiązku mocowego w testowym okresie
zagrożenia albo
2) negatywny, w przypadku innym niż określony w pkt 1.
7. Operator może ogłosić testowy okres zagrożenia w odniesieniu do jednej
jednostki rynku mocy nie częściej niż raz na kwartał. Jeżeli wynik testowego okresu
zagrożenia jest negatywny, operator może ogłaszać kolejne testowe okresy
zagrożenia w tym samym kwartale, po zgłoszeniu gotowości przez dostawcę mocy,
aż do uzyskania jego pozytywnego wyniku.
8. W przypadku negatywnego wyniku testowego okresu zagrożenia, dostawca
mocy każdorazowo uiszcza karę za niewykonanie obowiązku mocowego. Przepisy
art. 59 ust. 2 i 4–7 stosuje się odpowiednio.
9. Za okres od testowego okresu zagrożenia zakończonego wynikiem
negatywnym do dnia otrzymania od dostawcy mocy zgłoszenia gotowości do
wykonania obowiązku mocowego przez jednostkę rynku mocy dostawcy mocy nie
przysługuje wynagrodzenie za wykonywanie tego obowiązku.
10. Brak wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego w okresie,
o którym mowa w ust. 9, nie zwalnia dostawcy mocy z obowiązku dostarczenia
mocy w okresie zagrożenia.
26.02.2020
©Telksinoe s. 58/82
11. Operator niezwłocznie informuje zarządcę rozliczeń o niedokonaniu przez
dostawcę mocy demonstracji lub testów, o których mowa w ust. 2 i 5.
Art. 68. 1. Minister właściwy do spraw energii określi, w drodze
rozporządzenia, szczegółowe warunki i sposób wykonania obowiązku mocowego,
jego rozliczania i demonstrowania oraz szczegółowe warunki zawierania transakcji
na rynku wtórnym, biorąc pod uwagę równoprawne i niedyskryminacyjne
traktowanie dostawców mocy, stosowanie poziomu zachęt i kar zapewniających
wykonanie obowiązków mocowych, bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej
do odbiorców końcowych oraz sprawne przeprowadzanie transakcji, a także
ograniczenie możliwości manipulacji i nadużywania pozycji rynkowej przez
dostawców mocy.
2. Rozporządzenie, o którym mowa w ust. 1, określa:
1) standard bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców
końcowych rozumiany jako dopuszczalny oczekiwany czas braku dostaw
mocy elektrycznej do odbiorców końcowych, wyrażony w godzinach na rok;
2) procedurę ogłaszania okresu zagrożenia oraz przypadki, w których operator
może nie ogłaszać okresu zagrożenia mimo obniżenia się nadwyżki mocy
dostępnej w procesach planowania dobowego pracy systemu poniżej wartości
wymaganej;
3) dni i godziny, w których może wystąpić okres zagrożenia;
4) sposób wyznaczania wielkości mocy dostarczonej w wyniku czasowego
ograniczenia mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej przez jednostki
rynku mocy redukcji zapotrzebowania;
5) sposób dokonania demonstracji;
6) wymagania w zakresie dopuszczalności prowadzenia obrotu obowiązkami
mocowymi i ich realokacji, w tym minimalną wielkość tego obowiązku, która
może być przeniesiona;
7) sposób obliczenia jednostkowej stawki kary za niewykonanie obowiązku mocowego.
26.02.2020
©Telksinoe s. 59/82
Rozdział 3
Opłata mocowa
Art. 69. 1. Operator pobiera opłatę na wypłatę wynagrodzenia za
wykonywanie obowiązków mocowych, odpowiadającą kosztom zakupionego
obowiązku mocowego oraz uzasadnionym kosztom rozliczeń, o których mowa
w art. 77 ust. 4, zwaną dalej „opłatą mocową”.
2. Operator pobiera opłatę mocową od:
1) odbiorcy końcowego przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej;
2) operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, zwanego dalej
„płatnikiem opłaty mocowej”;
3) przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego
płatnikiem opłaty mocowej, przyłączonego bezpośrednio do sieci
przesyłowej;
4) przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną
przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej.
3. Płatnik opłaty mocowej pobiera opłatę mocową od przyłączonych
bezpośrednio do jego sieci dystrybucyjnej:
1) odbiorcy końcowego;
2) przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego
płatnikiem opłaty mocowej;
3) przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną.
4. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędące płatnikiem
opłaty mocowej, pobiera opłatę mocową od przyłączonych bezpośrednio do sieci
dystrybucyjnej tego przedsiębiorstwa:
1) odbiorcy końcowego;
2) przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną;
3) przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego
płatnikiem opłaty mocowej.
26.02.2020
©Telksinoe s. 60/82
5. Przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię elektryczną pobiera
opłatę mocową od przyłączonych bezpośrednio do urządzeń, instalacji lub sieci
tego przedsiębiorstwa:
1) odbiorcy końcowego;
2) przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub
dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty mocowej.
6. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej uznaje się
za odbiorcę końcowego w części, w jakiej na podstawie umowy z
przedsiębiorstwem energetycznym otrzymuje ono lub pobiera z urządzeń, instalacji
lub sieci przedsiębiorstwa energetycznego energię elektryczną i zużywa ją na
własny użytek. Do własnego użytku nie zalicza się energii elektrycznej zużytej na
potrzeby wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej.
7. Przedsiębiorstwo, o którym mowa w ust. 6, wnosi opłatę mocową do
przedsiębiorstwa, do którego urządzeń, instalacji lub sieci jest przyłączone.
8. Operator, płatnik opłaty mocowej oraz przedsiębiorstwo energetyczne
wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub
wytwarzania energii elektrycznej, niebędące płatnikiem opłaty mocowej,
uwzględniają w taryfie za usługi przesyłania, dystrybucji lub sprzedaży energii
elektrycznej wysokość stawek opłaty mocowej, o których mowa w art. 70, oraz
warunki ich stosowania.
Art. 70. 1. Stawki opłaty mocowej ustala się odrębnie, w odniesieniu do
odbiorców końcowych:
1) pobierających energię elektryczną w gospodarstwie domowym – jako stawkę
miesięczną, zależną od rocznego zużycia energii elektrycznej, płatną za punkt
poboru energii elektrycznej rozumiany jako punkt w sieci
elektroenergetycznej, w którym mierzony jest pobór energii elektrycznej
przez układ pomiarowo-rozliczeniowy, określony w umowie o świadczenie
usług dystrybucji energii elektrycznej lub w umowie sprzedaży energii
elektrycznej, lub w umowie kompleksowej;
2) innych niż określonych w pkt 1 – jako stawkę stosowaną do wolumenu energii
elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby, wyrażoną
w złotych za kWh energii elektrycznej.
26.02.2020
©Telksinoe s. 61/82
2. Opłatę mocową należną od odbiorcy końcowego, o którym mowa
w ust. 1 pkt 2, oblicza się jako iloczyn stawki opłaty mocowej dla danej grupy
odbiorców oraz ilości energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach
doby.
3. Podstawą do obliczenia opłaty mocowej pobieranej od odbiorcy
przemysłowego, który złożył oświadczenie, o którym mowa w art. 71 ust. 2, i dla
którego wartość współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej
wyniosła:
1) nie mniej niż 3% i nie więcej niż 20% – jest 80%,
2) więcej niż 20% i nie więcej niż 40% – jest 60%,
3) więcej niż 40% – jest 15%
– ilości energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez tego odbiorcę
w wybranych godzinach doby.
4. Opłatę mocową należną od przedsiębiorstwa wykonującego działalność
gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii
elektrycznej oblicza się jako:
1) sumę iloczynów stawki opłaty mocowej dla poszczególnych przedziałów
rocznego zużycia energii elektrycznej oraz liczby odbiorców końcowych,
o których mowa w ust. 1 pkt 1;
2) sumę iloczynów stawki opłaty mocowej dla danej grupy odbiorców oraz ilości
energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby przez
odbiorców końcowych, o których mowa w ust. 1 pkt 2.
Art. 71. 1. Przez odbiorcę przemysłowego rozumie się odbiorcę końcowego:
1) którego przeważającą działalnością gospodarczą jest działalność określona
w Polskiej Klasyfikacji Działalności (PKD) i oznaczona następującymi
kodami: 0510; 0729; 0811; 0891; 0893; 0899; 1032; 1039; 1041; 1062; 1104;
1106; 1310; 1320; 1394; 1395; 1411; 1610; 1621; 1711; 1712; 1722; 1920;
2012; 2013; 2014; 2015; 2016; 2017; 2060; 2110; 2221; 2222; 2311; 2312;
2313; 2314; 2319; 2320; 2331; 2342; 2343; 2349; 2399; 2410; 2420; 2431;
2432; 2434; 2441; 2442; 2443; 2444; 2445; 2446; 2720; 3299; 2011; 2332;
2351; 2352; 2451; 2452; 2453; 2454; 2611; 2680; 3832;
2) dla którego wartość współczynnika intensywności zużycia energii
elektrycznej wynosi nie mniej niż 3%;
26.02.2020
©Telksinoe s. 62/82
3) który w roku kalendarzowym poprzedzającym rok, za który pobierana jest
opłata mocowa, zużył nie mniej niż 100 GWh energii elektrycznej.
2. Odbiorca przemysłowy składa Prezesowi URE oświadczenie
potwierdzające:
1) wykonywanie działalności gospodarczej oznaczonej kodami Polskiej
Klasyfikacji Działalności (PKD), o których mowa w ust. 1 pkt 1,
2) ilość zużytej energii elektrycznej w roku kalendarzowym poprzedzającym
rok, za który pobierana jest opłata mocowa,
3) wartość współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej,
4) ilość energii elektrycznej stanowiącej podstawę do obliczania opłaty mocowej
wyrażoną w procentach
– wraz z opinią biegłego rewidenta potwierdzającą prawidłowość wyliczenia
wartości współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej, do dnia
30 listopada roku poprzedzającego rok, za który jest pobierana opłata mocowa.
3. Prezes URE sporządza wykaz odbiorców przemysłowych, którzy złożyli
oświadczenie, o którym mowa w ust. 2, wraz z informacją, o której mowa w ust. 4,
i ogłasza go w Biuletynie Informacji Publicznej URE, do dnia 31 grudnia roku
poprzedzającego rok, za który pobierana jest opłata mocowa.
4. Informacja zawiera:
1) nazwę i adres siedziby odbiorcy przemysłowego;
2) numer w rejestrze przedsiębiorców w Krajowym Rejestrze Sądowym lub
numer identyfikacji podatkowej (NIP);
3) dane dotyczące ilości energii elektrycznej stanowiącej podstawę do obliczenia
opłaty mocowej, wyrażonej w procentach.
5. Odbiorca przemysłowy, który złożył oświadczenie, o którym mowa
w ust. 2, jest obowiązany do dnia 31 sierpnia roku następującego po roku, za który
jest pobierana opłata mocowa, przekazać Prezesowi URE:
1) informację o:
a) ilości energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej w roku realizacji
obowiązku,
b) spełnianiu warunków, o których mowa w ust. 1;
2) oświadczenie o następującej treści:
26.02.2020
©Telksinoe s. 63/82
„Świadomy odpowiedzialności karnej za złożenie fałszywego oświadczenia
wynikającej z art. 233 § 6 ustawy z dnia 6 czerwca 1997 r. – Kodeks karny
oświadczam, że:
1) dane zawarte w informacji, o której mowa w art. 71 ust. 5 pkt 1 ustawy
z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2020 r. poz. 000), są
zgodne z prawdą;
2) znane mi są i spełniam warunki określone w art. 70 ust. 3 ustawy,
o której mowa w pkt 1.”;
klauzula ta zastępuje pouczenie organu o odpowiedzialności karnej za
składanie fałszywych oświadczeń.
Art. 72. Do obliczania współczynnika intensywności zużycia energii
elektrycznej, o którym mowa w art. 70 ust. 3, stosuje się odpowiednio przepisy
wydane na podstawie art. 53 ust. 4 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych
źródłach energii.
Art. 73. Odbiorca przemysłowy, który nie przekazał Prezesowi URE
w terminie informacji oraz oświadczenia, o których mowa w art. 71 ust. 5, podał
w tej informacji nieprawdziwe lub wprowadzające w błąd dane lub skorzystał
z uprawnienia, o którym mowa w art. 70 ust. 3, nie spełniając określonych w tym
przepisie warunków, nie może skorzystać z uprawnień, o których mowa
w art. 70 ust. 3, przez okres 5 lat od zakończenia roku, za który została pobrana
opłata mocowa.
Art. 74. 1. Całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw, na potrzeby
kalkulacji stawek opłaty mocowej, oblicza się zgodnie ze wzorem:
???? = ?????? + ?????? + ???? – ??,
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
KC – całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw,
KAG – sumę iloczynów obowiązków mocowych i cen zamknięcia aukcji
głównej na dany rok dostaw,
KAD – sumę iloczynów obowiązków mocowych i odpowiednich cen
zamknięcia aukcji dodatkowych na dany rok dostaw,
KR – koszty, o których mowa w art. 77 ust. 3 i 4,
26.02.2020
©Telksinoe s. 64/82
B– prognozowany stan środków pieniężnych na rachunku opłaty
mocowej na dzień 31 grudnia danego roku, bez uwzględniania
wpływów z kar za niewykonanie obowiązku mocowego w danym
roku.
2. Zarządca rozliczeń przekazuje Prezesowi URE, do dnia 31 sierpnia
każdego roku, informacje o:
1) wysokości kosztów, o których mowa w art. 77 ust. 3 i 4;
2) prognozowanym stanie środków pieniężnych na rachunku opłaty mocowej na
dzień 31 grudnia danego roku.
3. Prezes URE kalkuluje stawki opłaty mocowej na rok kalendarzowy,
pomniejszone o należny podatek od towarów i usług w rozumieniu ustawy z dnia
11 marca 2004 r. o podatku od towarów i usług.
4. Prezes URE publikuje w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki do dnia
30 września każdego roku:
1) stawki opłaty mocowej na kolejny rok;
2) wybrane godziny doby przypadające na godziny szczytowego
zapotrzebowania na moc w systemie, wyznaczone odrębnie dla kwartałów
roku dostaw – na potrzeby obliczania opłaty mocowej należnej od odbiorców,
o których mowa w art. 70 ust. 1 pkt 2.
5. Prezes URE może ustalić różne stawki opłaty mocowej na poszczególne
kwartały roku dostaw dla odbiorców, o których mowa w art. 70 ust. 1 pkt 2,
uwzględniając w stawkach obliczonych zgodnie z ust. 1 sezonową zmienność
zapotrzebowania na moc w systemie według zasad określonych w przepisach
wydanych na podstawie art. 76.
6. Prezes URE oblicza, na podstawie danych z roku poprzedzającego rok
ustalania stawek, koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o której mowa
w art. 70 ust. 1 pkt 1, zgodnie ze wzorem:
Z
K GD = Z GD × KC,
?R
K
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
KGD – koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o której mowa
w art. 70 ust. 1 pkt 1,
ZGD – roczne zużycie energii elektrycznej w gospodarstwach domowych,
26.02.2020
©Telksinoe s. 65/82
ZK – roczne zużycie energii elektrycznej w systemie przez odbiorców
końcowych,
R– wolumen energii elektrycznej wynikający z uprawnień, o których
mowa w art. 70 ust. 3, przysługujących odbiorcom przemysłowym
w danym roku dostaw,
KC – całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw.
7. Stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych, o których mowa
w art. 70 ust. 1 pkt 1, Prezes URE kalkuluje odrębnie w odniesieniu do odbiorców
końcowych pobierających energię elektryczną w gospodarstwie domowym,
zużywających rocznie:
1) poniżej 500 kWh energii elektrycznej;
2) od 500 kWh do 1200 kWh energii elektrycznej;
3) powyżej 1200 kWh do 2800 kWh energii elektrycznej;
4) powyżej 2800 kWh energii elektrycznej.
8. W celu wyznaczenia odrębnych stawek opłaty mocowej dla gospodarstw
domowych Prezes URE wyznacza stawkę bazową, zgodnie ze wzorem:
K
GD
S = 0,25×a+0,6×b+c+1,4×d ,
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
S– stawkę bazową,
KGD – koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o której mowa
w art. 70 ust. 1 pkt 1,
a– liczbę gospodarstw domowych zużywających rocznie poniżej
500 kWh energii elektrycznej,
b– liczbę gospodarstw domowych zużywających rocznie od 500 kWh do
1200 kWh energii elektrycznej,
c– liczbę gospodarstw domowych zużywających rocznie powyżej
1200 kWh do 2800 kWh energii elektrycznej,
d– liczbę gospodarstw domowych zużywających rocznie powyżej
2800 kWh energii elektrycznej.
9. Stawki opłaty mocowej dla poszczególnych gospodarstw domowych
wynoszą:
1) 0,25 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców, o których mowa
w ust. 7 pkt 1;
26.02.2020
©Telksinoe s. 66/82
2) 0,6 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców, o których mowa
w ust. 7 pkt 2;
3) 1 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców, o których mowa
w ust. 7 pkt 3;
4) 1,4 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców, o których mowa
w ust. 7 pkt 4.
10. Prezes URE oblicza koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o której
mowa w art. 70 ust. 1 pkt 2, zgodnie ze wzorem:
???? = ???? – ?????? ,
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
KP – koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o której mowa
w art. 70 ust. 1 pkt 2,
KC – całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw,
KGD – koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o której mowa
w art. 70 ust. 1 pkt 1.
11. Stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych, o których mowa
w art. 70 ust. 1 pkt 2, Prezes URE kalkuluje według wyznaczonego zgodnie
z ust. 10 kosztu dla tej grupy odbiorców oraz ilości energii elektrycznej pobranej
z sieci i zużytej przez tych odbiorców w wybranych godzinach doby, o których
mowa w ust. 4 pkt 2, z uwzględnieniem art. 70 ust. 3. Na potrzeby wyznaczenia
tych stawek Prezes URE wykorzystuje dane z roku poprzedzającego rok ustalania
stawek.
Art. 75. 1. Przedsiębiorstwa, o których mowa w art. 69 ust. 2 pkt 2–4,
przekazują operatorowi informacje o sumie należnych opłat mocowych w zakresie
i terminach określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 76.
2. Operator:
1) pobiera od podmiotów, o których mowa w art. 69 ust. 2, opłatę mocową
w należnej wysokości, pomniejszonej o wierzytelności z tytułu opłaty
mocowej z poprzednich okresów rozliczeniowych odpisane w tym okresie
rozliczeniowym jako wierzytelności nieściągalne w rozumieniu przepisów
26.02.2020
©Telksinoe s. 67/82
art. 16 ust. 2 ustawy z dnia 15 lutego 1992 r. o podatku dochodowym od osób
prawnych (Dz. U. z 2019 r. poz. 865, z późn. zm.8));
2) gromadzi środki pieniężne z opłaty mocowej.
3. Podmioty, o których mowa w art. 69 ust. 2, przekazują operatorowi środki
pieniężne z opłaty mocowej należne za dany okres rozliczeniowy w sposób
i w terminach określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 76.
4. W przypadku gdy przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię
elektryczną przyłączone jest jednocześnie do sieci przesyłowej i sieci
dystrybucyjnej płatnika opłaty mocowej, środki z tytułu pobranej opłaty mocowej
wnosi się do operatora.
5. Odbiorca końcowy, przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące
działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii
elektrycznej, niebędące płatnikiem opłaty mocowej, oraz przedsiębiorstwo
energetyczne wytwarzające energię elektryczną, przyłączeni do sieci
dystrybucyjnej, przekazują środki z tytułu opłaty mocowej do płatnika opłaty
mocowej, w terminie określonym w przepisach wydanych na podstawie art. 76.
6. Operator i płatnik opłaty mocowej sporządzają i przedstawiają Prezesowi
URE pisemne informacje za każdy kwartał pobierania opłaty mocowej, zawierające
dane dotyczące:
1) liczby punktów poboru energii elektrycznej, o których mowa
w art. 70 ust. 1 pkt 1, wraz z odpowiadającymi im przedziałami rocznego
zużycia energii elektrycznej,
2) ilości energii elektrycznej pobranej z sieci przez odbiorców, o których mowa
w art. 70 ust. 1 pkt 2, w wybranych godzinach doby, o których mowa
w art. 70 ust. 4 pkt 2,
3) wysokości środków z tytułu opłaty mocowej należnych i uiszczonych
w danym kwartale przez podmioty zobowiązane do jej wnoszenia
– w terminie miesiąca następującego po upływie kwartału, za który jest
sporządzana informacja.
7. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędące płatnikiem
8)
Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2019 r. poz. 1018,
1309, 1358, 1495, 1571, 1572, 1649, 1655, 1751, 1798, 1978, 2020, 2200 i 2217.
26.02.2020
©Telksinoe s. 68/82
opłaty mocowej, oraz przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię
elektryczną, przyłączeni do sieci dystrybucyjnej przekazują płatnikowi opłaty
mocowej informacje o sumie należnych opłat mocowych oraz informacje,
o których mowa w ust. 6, w terminach określonych w przepisach wydanych na
podstawie art. 76.
Art. 76. Minister właściwy do spraw energii określi, w drodze
rozporządzenia, szczegółowy sposób pobierania opłaty mocowej, w tym terminy
i sposób przekazywania operatorowi środków z tytułu opłaty mocowej, zakres
i termin przekazywania operatorowi i płatnikowi opłaty mocowej informacji,
w tym informacji o sumie należnych opłat mocowych i okresy rozliczeniowe
między odpowiednio operatorem, płatnikami opłaty mocowej i innymi podmiotami
zobowiązanymi do wnoszenia opłaty mocowej oraz sposób wyznaczania godzin
doby przypadających na szczytowe zapotrzebowanie na moc w systemie na
potrzeby obliczania opłaty mocowej należnej od odbiorców, o których mowa
w art. 70 ust. 1 pkt 2, biorąc pod uwagę zapewnienie sprawnego przebiegu procesu
pozyskiwania środków z opłaty mocowej oraz zachęcanie odbiorców do
racjonalnego wykorzystywania mocy elektrycznej w ciągu doby.
Art. 77. 1. Środki zgromadzone z tytułu opłaty mocowej, a także zatrzymane
zabezpieczenia finansowe i kary, z wyłączeniem kar, o których mowa w art. 85,
zwroty wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego, o którym mowa
w art. 67 ust. 4, oraz odsetki od tych środków, stanowią własność operatora.
2. Operator powierza zarządcy rozliczeń środki, o których mowa w ust. 1,
zgromadzone za dany okres rozliczeniowy, pomniejszone o należny podatek od
towarów i usług, powiększone o kwotę stanowiącą równowartość podatku od
towarów i usług wskazanego w pisemnej dyspozycji zapłaty, o której mowa w
art. 61 ust. 3, dokonując wpłaty na wyodrębniony rachunek bankowy, zwany dalej
„rachunkiem opłaty mocowej”, do końca miesiąca następującego po zakończeniu
okresu rozliczeniowego. W przypadku gdy kwota podatku od towarów i usług
wskazana na fakturach dostawców mocy jest większa od kwoty podatku od
towarów i usług należnego od środków, o których mowa w ust. 1, kwotę tej różnicy
operator wpłaca na rachunek opłaty mocowej w terminie 3 miesięcy od
zakończenia okresu rozliczeniowego.
26.02.2020
©Telksinoe s. 69/82
3. Zarządca rozliczeń zarządza powierzonymi środkami z opłaty mocowej
i innych tytułów przewidzianych ustawą na rachunku opłaty mocowej, na zasadach
określonych w art. 54 ust. 1 ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach
pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym
rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej,
oraz zapewnia płynność finansową rozliczeń umów mocowych, w tym może
zaciągać zadłużenie na realizację wypłat wynagrodzenia za wykonanie obowiązku
mocowego. Spłata zadłużenia łącznie z kosztami obsługi tego zadłużenia następuje
ze środków zgromadzonych na rachunku opłaty mocowej.
4. Zarządca rozliczeń za zarządzanie środkami z opłaty mocowej pobiera
wynagrodzenie równe poniesionym uzasadnionym kosztom wynikającym z tej
działalności, składającym się z kosztów prowadzenia rachunku opłaty mocowej,
kosztów rozliczeń finansowych na rynku mocy oraz kosztów wynikających
z zarządzania płynnością finansową na rynku mocy. Wynagrodzenie to jest
finansowane ze środków z opłaty mocowej.
5. Środki zgromadzone na rachunku opłaty przejściowej, o którym mowa
w art. 17 ust. 3 ustawy wymienionej w ust. 3, mogą zostać przeznaczone na
pokrycie niedoboru środków na rachunku opłaty mocowej, jeżeli nie spowoduje to
niewykonania zobowiązań wynikających z ustawy, o której mowa w ust. 3.
Wykorzystane środki z rachunku opłaty przejściowej podlegają zwrotowi w pełnej
wysokości na rachunek opłaty przejściowej.
6. Czynności, o których mowa w ust. 3 oraz 5, nie stanowią umowy pożyczki
w rozumieniu ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 r. – Kodeks cywilny (Dz. U.
z 2019 r. poz. 1145 i 1495) oraz ustawy z dnia 9 września 2000 r. o podatku od
czynności cywilnoprawnych (Dz. U. z 2019 r. poz. 1519 i 1901) i nie podlegają
opodatkowaniu tym podatkiem.
7. Nadwyżkę finansową wynikającą z różnicy ceny zamknięcia aukcji oraz
ceny dla jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych
zagranicznych w jednej strefie operator wykorzystuje w sposób określony w art. 16
ust. 6 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 z dnia
13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do
transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylającego rozporządzenie (WE)
26.02.2020
©Telksinoe s. 70/82
nr 1228/2003 oraz na pokrycie kosztów operatora, z którym została zawarta
umowa, o której mowa w art. 6 ust. 4.
8. Przychody z wynagrodzenia, o którym mowa w art. 64 pkt 2, operator
wykorzystuje w sposób określony w art. 16 ust. 6 rozporządzenia, o którym mowa
w ust. 7.
Art. 78. 1. Środki uzyskane z opłaty mocowej, z wyłączeniem
wynagrodzenia zarządcy rozliczeń, o którym mowa w art. 77 ust. 4, nie stanowią
przychodu zarządcy rozliczeń, w rozumieniu ustawy z dnia 15 lutego 1992 r.
o podatku dochodowym od osób prawnych.
2. Środki przekazane przez zarządcę rozliczeń dostawcy mocy na podstawie
ustawy nie stanowią u zarządcy rozliczeń kosztów uzyskania przychodu
w rozumieniu ustawy wymienionej w ust. 1.
3. Operator tworzy rezerwę, w ciężar kosztów, do wysokości środków
należnych z opłaty mocowej pomniejszonych o należny podatek od towarów
i usług. Utworzenie rezerwy następuje odpowiednio w terminie, w którym opłata
mocowa stanie się należna.
4. Rezerwę, o której mowa w ust. 3, zwiększa się także o odsetki ustawowe
od środków pochodzących z opłaty mocowej zgromadzonych na wyodrębnionym
rachunku, jeżeli odsetki te stanowią u operatora przychód w rozumieniu ustawy
wymienionej w ust. 1.
5. Zmniejszenie lub rozwiązanie rezerwy, o której mowa w ust. 3, następuje
w miesiącu, w którym:
1) operator zaliczy do kosztów uzyskania przychodów w rozumieniu ustawy
wymienionej w ust. 1 wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego
lub premię, o której mowa w art. 66 ust. 1, w wysokości tego wynagrodzenia
lub premii, pomniejszonych o należny podatek od towarów i usług, albo
2) ustaną przyczyny jej utworzenia.
6. Równowartość zmniejszonej lub rozwiązanej rezerwy, o której mowa
w ust. 3, stanowi u operatora przychód w rozumieniu ustawy wymienionej w ust. 1,
w dacie dokonania tej czynności.
26.02.2020
©Telksinoe s. 71/82
DZIAŁ IV
Rozstrzyganie sporów i regulamin rynku mocy
Rozdział 1
Rozstrzyganie sporów
Art. 79. W sprawach spornych dotyczących:
1) procesów certyfikacji, w zakresie:
a) odmowy wpisu jednostki fizycznej do rejestru przez operatora,
b) odmowy wydania certyfikatu przez operatora lub wydania certyfikatu
z parametrami odbiegającymi od tych, których dotyczył wniosek
o certyfikację,
c) nierównego traktowania właścicieli jednostek fizycznych lub podmiotów
przez nich upoważnionych, lub dostawców mocy,
d) prowadzenia przez operatora procesów certyfikacji niezgodnie
z przepisami lub regulaminem rynku mocy, o którym mowa w art. 83,
2) aukcji mocy, w zakresie:
a) zachowania uczestników aukcji mocy niezgodnego z przepisami lub
regulaminem rynku mocy, o którym mowa w art. 83,
b) prowadzenia aukcji mocy przez operatora niezgodnie z przepisami lub
regulaminem rynku mocy, o którym mowa w art. 83,
c) niedopuszczenia jednostki rynku mocy do udziału w aukcji mocy,
3) obrotu obowiązkiem mocowym na rynku wtórnym, w tym sprzeciwu
zgłoszonego przez operatora w odniesieniu do transakcji na rynku wtórnym,
4) danych wpisanych do rejestru lub danych, których wpisu odmówiono,
5) naruszenia przez operatora zasad ogłaszania okresu zagrożenia,
6) aukcji wstępnej
– rozstrzyga na wniosek strony, Prezes URE, w drodze decyzji.
Art. 80. Wniosek do Prezesa URE o rozstrzygnięcie sporu składa się po
rozpatrzeniu reklamacji w trybie określonym w regulaminie rynku mocy, o ile
regulamin przewiduje możliwość jej złożenia w danej sprawie. Złożenie wniosku
nie wstrzymuje działań podejmowanych na rynku mocy, których dotyczy spór,
a rozstrzygnięcie sporu nie narusza praw ani obowiązków uczestników rynku mocy
wynikających z trwających lub zakończonych działań na rynku mocy.
26.02.2020
©Telksinoe s. 72/82
Art. 81. 1. Od decyzji Prezesa URE wydanych na podstawie niniejszej
ustawy, stronie służy odwołanie do Sądu Okręgowego w Warszawie – sądu
ochrony konkurencji i konsumentów, w terminie 14 dni od dnia jej doręczenia.
2. Postępowanie w sprawie odwołania od decyzji Prezesa URE toczy się
według przepisów ustawy z dnia 17 listopada 1964 r. – Kodeks postępowania
cywilnego (Dz. U. z 2019 r. poz. 1460, z późn. zm.9)) o postępowaniu w sprawach
z zakresu regulacji energetyki.
Rozdział 2
Regulamin rynku mocy
Art. 82. Operator opracowuje regulamin rynku mocy określający
szczegółowe warunki współpracy uczestników rynku mocy.
Art. 83. Regulamin rynku mocy określa warunki współpracy operatora
z pozostałymi uczestnikami rynku mocy, w szczególności:
1) organizację i przebieg certyfikacji, w tym:
a) szczegółowy wykaz i formę przedkładanych operatorowi informacji,
b) sposób wymiany informacji między uczestnikami rynku mocy,
c) tryb składania i rozpatrywania reklamacji dotyczących rozstrzygnięć
operatora,
d) zakres danych techniczno-ekonomicznych przekazywanych na potrzeby
certyfikacji i sposób obliczania tych danych,
e) wzory stosowanych formularzy i dokumentów,
f) sposób współpracy operatora systemu dystrybucyjnego, do którego sieci
przyłączone są jednostki fizyczne, z operatorem,
g) szczegółowy harmonogram certyfikacji,
h) termin usunięcia wad lub braków formalnych wniosku, o którym mowa
w art. 13 ust. 1 i art. 22 ust. 1,
i) sposób weryfikacji parametrów jednostki fizycznej wytwórczej,
jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania lub jednostki rynku mocy,
j) wytyczne w zakresie planu działalności przedstawianego przez jednostkę
redukcji zapotrzebowania planowaną;
9)
Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2019 r. poz. 1469,
1495, 1649, 1655, 1798, 1802, 1818, 2070, 2089, 2128 i 2217.
26.02.2020
©Telksinoe s. 73/82
2) szczegółowe warunki prowadzenia aukcji mocy, w tym:
a) algorytm rozstrzygania aukcji,
b) uzyskiwania dostępu i korzystania z dedykowanego systemu
teleinformatycznego, w tym wymagania techniczne dla użytkowników
tego systemu,
c) sposób licytowania i przebieg aukcji mocy;
3) szczegółowy zakres informacji zawartych w rejestrze;
4) warunki korzystania z rejestru przez uczestników rynku mocy, w tym:
a) postać danych zapisywanych i przetwarzanych w rejestrze,
b) wymagania techniczne dla użytkowników rejestru,
c) sposób uzyskiwania dostępu do rejestru, w szczególności określenie
zakresu danych dostępnych dla poszczególnych uczestników rynku
mocy,
d) jego funkcjonalności w zakresie przetwarzania, kopiowania
i sporządzania wyciągów z danych,
e) procedurę rejestrowania transakcji na rynku wtórnym,
f) zapewnienie bezpieczeństwa danych i ochrony informacji;
5) procedury związane z dostarczaniem mocy, w tym szczegółowe warunki i sposób:
a) rozliczania wykonania obowiązku mocowego, w tym wyznaczania
skorygowanego obowiązku mocowego w okresie zagrożenia,
b) demonstracji,
c) wyznaczania wielkości dostarczonej mocy, w tym metody określania
wielkości mocy dostarczonej w wyniku czasowego ograniczenia zużycia
energii elektrycznej,
d) przeprowadzania testu;
6) termin sprawdzenia wykonania obowiązku mocowego w okresie zagrożenia;
7) sposób sprawdzenia wykonania skorygowanego obowiązku mocowego;
8) wzór obliczenia wynagrodzenia, o którym mowa w art. 62;
9) sposób wymiany danych pomiarowo-rozliczeniowych między operatorem
a operatorem systemu przesyłowego, właściwego ze względu na lokalizację
jednostki fizycznej wytwórczej zagranicznej lub jednostki fizycznej redukcji
zapotrzebowania zagranicznej, oraz wzór zobowiązania, o którym mowa
w art. 19 ust. 4 pkt 4;
26.02.2020
©Telksinoe s. 74/82
10) szczegółowe warunki i sposób prowadzenia aukcji wstępnych oraz warunki
aukcji;
11) warunki i zasady zgłaszania do rejestru jednostek fizycznych zagranicznych.
Art. 84. 1. Operator informuje na swojej stronie internetowej o publicznym
dostępie do projektu regulaminu rynku mocy oraz o możliwości zgłaszania uwag,
określając miejsce i termin ich zgłaszania, nie krótszy niż 14 dni od dnia
udostępnienia projektu.
2. Operator przedkłada Prezesowi URE, do zatwierdzenia, projekt regulaminu
rynku mocy wraz z informacją o zgłoszonych uwagach oraz sposobie ich
uwzględnienia. Operator zamieszcza te dokumenty na swojej stronie internetowej
oraz przekazuje je ministrowi właściwemu do spraw energii.
3. Prezes URE, w uzgodnieniu z ministrem właściwym do spraw energii,
zatwierdza albo odmawia zatwierdzenia regulaminu rynku mocy, w drodze decyzji,
w terminie 45 dni. Na postanowienie ministra właściwego do spraw energii
zażalenie nie przysługuje.
4. W przypadku odmowy zatwierdzenia regulaminu rynku mocy, Prezes
URE, uzasadniając tę odmowę, wskazuje propozycje zmian oraz wyznacza termin
przedłożenia nowego projektu regulaminu rynku mocy.
5. Operator publikuje niezwłocznie na swojej stronie internetowej
zatwierdzony przez Prezesa URE regulamin rynku mocy.
6. Wniesienie odwołania od decyzji, o której mowa w ust. 3, nie wstrzymuje
obowiązku przedłożenia nowego projektu regulaminu rynku mocy do zatwierdzenia.
DZIAŁ V
Kary pieniężne
Art. 85. 1. Karze pieniężnej podlega ten, kto:
1) nie wykonuje obowiązku, o którym mowa w art. 11;
2) w certyfikacji przekazuje dane lub informacje nieprawdziwe lub niepełne;
3) w certyfikacji lub w aukcji dopuścił się zachowania niezgodnego z przepisami
prawa lub regulaminem rynku mocy;
26.02.2020
©Telksinoe s. 75/82
4) będąc obowiązanym, nie przekazał Prezesowi URE informacji lub
oświadczenia, o których mowa w art. 71 ust. 5, lub skorzystał z uprawnienia,
o którym mowa w art. 70 ust. 3, nie spełniając określonych w tym przepisie warunków;
5) nie przekazuje w terminie dokumentów lub informacji, o których mowa w art. 5.
2. Karze pieniężnej podlega operator w przypadku:
1) nieprzeprowadzenia certyfikacji w terminie, o którym mowa w art. 3 ust. 2–4;
2) prowadzenia certyfikacji niezgodnie z przepisami lub regulaminem rynku mocy;
3) niezorganizowania aukcji wstępnej w terminie, o którym mowa w art. 4 ust. 2;
4) nieogłoszenia daty aukcji wstępnej, zgodnie z art. 4 ust. 4;
5) nieopublikowania wyników aukcji wstępnych w terminie, o którym mowa
w art. 9 ust. 8;
6) nieuprawnionego ujawnienia cen, o których mowa w art. 9 ust. 9;
7) nieuzasadnionego nierównego traktowania zgłoszonych do certyfikacji
jednostek fizycznych lub jednostek rynku mocy;
8) nieprzedłożenia w terminie informacji, o których mowa w art. 10, art. 14,
art. 27 lub art. 28;
9) nieuzasadnionej odmowy wpisania jednostki fizycznej do rejestru;
10) nieuzasadnionej odmowy wydania dostawcy mocy certyfikatu, o którym
mowa w art. 23;
11) nieogłoszenia dat aukcji głównej i dat aukcji dodatkowej w terminie, o którym
mowa w art. 29 ust. 2;
12) niezorganizowania aukcji głównej lub aukcji dodatkowej w terminie
określonym w art. 29 ust. 2, z przyczyn leżących po stronie operatora;
13) prowadzenia aukcji mocy niezgodnie z przepisami lub z regulaminem rynku mocy;
14) nieuzasadnionego niedopuszczenia jednostki rynku mocy do udziału w aukcji mocy;
15) nieprzekazania w terminie informacji, o której mowa w art. 38 ust. 2;
26.02.2020
©Telksinoe s. 76/82
16) naruszenia zasad ogłaszania okresu zagrożenia, o których mowa
w art. 57 ust. 9.
3. Karze pieniężnej podlega operator systemu dystrybucyjnego w przypadku:
1) nieuzasadnionej odmowy współpracy z operatorem lub niedochowania
terminów w przypadkach określonych w art. 3 ust. 5;
2) nieprzekazania w terminie danych, o których mowa w art. 58 ust. 5, lub
informacji, o której mowa w art. 75 ust. 6.
4. Karę pieniężną, o której mowa w ust. 1–3, wymierza Prezes URE.
5. Wysokość kary pieniężnej, o której mowa w ust. 1–3, nie może
przekroczyć 5% przychodu ukaranego przedsiębiorcy, osiągniętego w poprzednim
roku podatkowym, a jeżeli kara pieniężna wymierzana jest przedsiębiorcy
prowadzącemu działalność na podstawie koncesji, wysokość kary nie może
przekroczyć 5% przychodu ukaranego przedsiębiorcy, wynikającego z działalności
koncesjonowanej, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym.
6. Kara pieniężna stanowi dochód budżetu państwa.
7. Ustalając wysokość kary pieniężnej, Prezes URE uwzględnia rodzaj
naruszenia i jego wpływ na rynek mocy, skutki naruszenia oraz możliwości
finansowe przedsiębiorcy.
8. Prezes URE może odstąpić od wymierzenia kary pieniężnej, jeżeli wpływ
naruszenia na rynek mocy i jego skutki są znikome, a podmiot zaprzestał
naruszania prawa lub zrealizował obowiązek.
9. Karę pieniężną, o której mowa w ust. 1–3, uiszcza się w terminie 14 dni od
dnia, w którym decyzja Prezesa URE o wymierzeniu kary pieniężnej stała się prawomocna.
10. Kara pieniężna, o której mowa w ust. 1–3, podlega ściągnięciu w trybie
przepisów o postępowaniu egzekucyjnym w administracji.
DZIAŁ VI
Przepisy zmieniające
Art. 86–89. (pominięte)10)
10)
Zamieszczone w obwieszczeniu Marszałka Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 13 grudnia 2019 r.
w sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu ustawy o rynku mocy (Dz. U. z 2020 r. poz. 247)..
26.02.2020
©Telksinoe s. 77/82
DZIAŁ VII
Przepisy przejściowe, dostosowujące i końcowe
Art. 90. 1. Pierwszą aukcję główną przeprowadza się w trzecim roku przed
okresem dostaw.
2. Pierwszą aukcję dodatkową przeprowadza się w roku poprzedzającym rok,
na który przypada okres dostaw dla pierwszej aukcji głównej.
3. Okresem dostaw dla pierwszej aukcji głównej jest 2021 r.
Art. 91. 1. Drugą aukcję główną przeprowadza się w czwartym roku przed
okresem dostaw.
2. Drugą aukcję dodatkową przeprowadza się w roku poprzedzającym rok, na
który przypada okres dostaw dla drugiej aukcji głównej.
3. Okresem dostaw dla drugiej aukcji głównej jest 2022 r.
Art. 92. Dla okresów dostaw przypadających na lata 2021–2023 moce
zlokalizowane w systemach elektroenergetycznych krajów członkowskich Unii
Europejskiej bezpośrednio połączonych z systemem uczestniczą w rynku mocy
wyłącznie przez udział w aukcjach dodatkowych.
Art. 93. 1. Operator opracuje i przedłoży po raz pierwszy Prezesowi URE, do
zatwierdzenia, projekt regulaminu rynku mocy, o którym mowa w art. 83, do dnia 28 lutego 2018 r.
2. Prezes URE wydaje decyzję w sprawie zatwierdzenia regulaminu rynku
mocy, o którym mowa w art. 83, do dnia 30 marca 2018 r.
Art. 94. 1. Pierwszą certyfikację ogólną rozpoczyna się dnia 3 kwietnia
2018 r. i kończy dnia 29 maja 2018 r. Wpisy do rejestru uzyskane w pierwszej
certyfikacji ogólnej uprawniają do udziału w certyfikacji, o której mowa w ust. 2.
2. Certyfikacje do aukcji głównych na okres dostaw przypadających na lata
2021–2023 przeprowadza się łącznie.
3. Propozycje parametrów dla trzech aukcji głównych przeprowadzonych w 2018 r.
operator przekazuje ministrowi właściwemu do spraw energii
i Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki, do dnia 20 czerwca 2018 r.
26.02.2020
©Telksinoe s. 78/82
4. Parametry aukcji głównej oraz zapotrzebowanie na moc mogą zostać
określone łącznie na poszczególne okresy dostaw, o których mowa w ust. 2,
w przepisach wydanych na podstawie art. 34 ust. 1.
5. Prognozowane zapotrzebowanie na moc dla okresu dostaw przypadającego
na lata 2022 i 2023 zostanie określone z uwzględnieniem wyników odpowiednio
pierwszej i drugiej aukcji głównej.
6. Dla aukcji głównych na okresy dostaw określone w ust. 2 korekcyjny
współczynnik dyspozycyjności dla jednostek rynku mocy redukcji
zapotrzebowania wynosi 1.
7. Przepisy wykonawcze, w przypadku, o którym mowa w ust. 4, minister
właściwy do spraw energii określi do dnia 22 sierpnia 2018 r.
8. Certyfikację do aukcji głównej dla okresów dostaw przypadających na lata
2021–2023 rozpoczyna się w dniu 5 września 2018 r. i kończy w dniu
31 października 2018 r.
9. Aukcje główne na okres dostaw dla:
1) 2021 r. – przeprowadza się w dniu 15 listopada 2018 r.;
2) 2022 r. – przeprowadza się w dniu 5 grudnia 2018 r.;
3) 2023 r. – przeprowadza się w dniu 21 grudnia 2018 r.
Art. 95. Jednostka rynku mocy wytwórcza składająca się z jednostki
fizycznej wytwórczej istniejącej, która rozpoczęła wytwarzanie energii
elektrycznej po dniu 1 lipca 2017 r., dla której wykazane zostanie spełnienie
parametrów, o których mowa w art. 32 ust. 1 pkt 4, w pierwszej aukcji głównej jest
uprawniona do posiadania statusu cenotwórcy oraz do zawarcia umowy mocowej
na okres nie dłuższy niż odpowiednio 5 lub 15 okresów dostaw albo na okres
dostaw dłuższy o dwa lata niż maksymalny określony odpowiednio
w art. 25 ust. 4 pkt 1 lub 2, jeżeli jednostka ta spełni warunki, o których mowa
w art. 25 ust. 5.
Art. 96. 1. Na potrzeby certyfikacji do pierwszej aukcji głównej, okres
ponoszenia nakładów inwestycyjnych, o których mowa w art. 32 ust. 2, obejmuje
okres od dnia 1 stycznia 2014 r.
26.02.2020
©Telksinoe s. 79/82
2. Na potrzeby certyfikacji do drugiej aukcji głównej, okres ponoszenia
nakładów inwestycyjnych, o których mowa w art. 32 ust. 2, obejmuje okres od dnia
1 stycznia 2017 r.
Art. 97. 1. Operator tworzy rejestr:
1) w zakresie funkcjonalności pozwalających na przeprowadzenie certyfikacji
ogólnej – do dnia 28 lutego 2018 r.;
2) w zakresie funkcjonalności pozwalających na przeprowadzenie certyfikacji
do aukcji mocy – do dnia 31 lipca 2018 r.;
3) w zakresie funkcjonalności pozwalających na organizację rynku wtórnego –
do dnia 31 grudnia 2019 r.;
4) w pozostałym zakresie – do dnia 30 czerwca 2020 r.
2. Operator tworzy dedykowany system teleinformatyczny, o którym mowa
w art. 4 ust. 3 w zakresie:
1) funkcjonalności pozwalających na przeprowadzenie aukcji głównych – do
dnia 31 października 2018 r.;
2) pozostałych funkcjonalności – do dnia 31 grudnia 2019 r.
3. Operator informuje Prezesa URE oraz ministra właściwego do spraw
energii o utworzeniu rejestru oraz dedykowanego systemu teleinformatycznego,
o którym mowa w art. 4 ust. 3, niezwłocznie odpowiednio po upływie terminów,
o których mowa w ust. 1 i 2.
Art. 98. Prezes URE ogłasza wykaz, o którym mowa w art. 16 ust. 3, nie
później niż 2 tygodnie przed rozpoczęciem pierwszej certyfikacji ogólnej.
Art. 99. 1. Opłatę mocową pobiera się od dnia 1 października 2020 r.
2. Prezes URE kalkuluje stawki opłaty mocowej na okres od dnia
1 października 2020 r. do dnia 31 grudnia 2021 r. proporcjonalnie dla tego okresu,
zapewniając przeniesienie kosztów wynikających z umów mocowych zawartych na
rok dostaw 2021.
Art. 100. Obowiązek, o którym mowa w art. 49a ust. 1 ustawy zmienianej
w art. 86, w brzmieniu nadanym niniejszą ustawą, za rok 2018 przedsiębiorstwo
energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej realizuje w
odniesieniu do energii elektrycznej wytworzonej od dnia 1 stycznia 2018 r.
26.02.2020
©Telksinoe s. 80/82
Art. 101. Dotychczasowe przepisy wykonawcze wydane na podstawie
art. 53 ust. 4 ustawy zmienianej w art. 89 zachowują moc do dnia wejścia w życie
przepisów wykonawczych wydanych na podstawie art. 53 ust. 4 ustawy zmienianej
w art. 89, w brzmieniu nadanym niniejszą ustawą, jednak nie dłużej niż 24 miesiące
od dnia wejścia w życie niniejszej ustawy i mogą być zmieniane w tym okresie.
Art. 102. Dotychczasowe przepisy wykonawcze wydane na podstawie
art. 34 ust. 3 ustawy zmienianej w art. 86 zachowują moc do dnia wejścia w życie
przepisów wykonawczych wydanych na podstawie art. 34 ust. 6 ustawy zmienianej
w art. 86, w brzmieniu nadanym niniejszą ustawą, jednak nie dłużej niż przez okres
12 miesięcy od dnia wejścia w życie niniejszej ustawy.
Art. 103. 1. Rada Ministrów, nie później niż w 2024 r., na podstawie analiz
bilansowych krajowego systemu elektroenergetycznego i oceny stopnia rozwoju
rynku energii, dokona oceny funkcjonowania rynku mocy i przedłoży Sejmowi
Rzeczypospolitej Polskiej informację o skutkach jej obowiązywania wraz
z propozycjami zmian rynku mocy albo zniesienia rynku mocy.
2. W przypadku zniesienia rynku mocy lub zaprzestania organizowania aukcji
mocy w przypadku, o którym mowa w ust. 1, zawarte umowy mocowe zachowują
moc i podlegają wykonaniu.
Art. 104. Do dnia wydania decyzji Komisji Europejskiej o zgodności pomocy
publicznej przewidzianej w:
1) art. 60 ust. 1 z rynkiem wewnętrznym albo decyzji stwierdzającej, że środek
ten nie stanowi pomocy publicznej, umowa mocowa nie podlega wykonaniu;
2) art. 70 ust. 3 z rynkiem wewnętrznym albo decyzji stwierdzającej, że środek
ten nie stanowi pomocy publicznej, przepisów art. 70 ust. 3 i art. 71–73 nie
stosuje się.
Art. 105. 1. Limit wydatków z budżetu państwa przeznaczonych na
wykonywanie zadań Prezesa URE wynikających z ustawy wynosi w roku:
1) 2018 r. – 391 926 zł;
2) 2019 r. – 351 926 zł;
3) 2020 r. – 351 926 zł;
4) 2021 r. – 351 926 zł;
5) 2022 r. – 351 926 zł;
26.02.2020
©Telksinoe s. 81/82
6) 2023 r. – 351 926 zł;
7) 2024 r. – 351 926 zł;
8) 2025 r. – 351 926 zł;
9) 2026 r. – 351 926 zł;
10) 2027 r. – 351 926 zł.
2. Prezes URE monitoruje wykorzystanie limitu wydatków, o którym mowa
w ust. 1, oraz wdraża mechanizmy korygujące, o których mowa w ust. 3.
3. W przypadku gdy wielkość wydatków po pierwszym półroczu danego roku
budżetowego wyniesie więcej niż 65% limitu wydatków przewidzianych na dany
rok, dysponent środków obniża wielkość środków przeznaczonych na wydatki
w drugim półroczu o kwotę stanowiącą różnicę między wielkością tego limitu
a kwotą przekroczenia wydatków.
4. W przypadku gdy wielkość wydatków w poszczególnych miesiącach jest
zgodna z planem finansowym, przepisu ust. 3 nie stosuje się.
Art. 106. 1. Limit wydatków z budżetu państwa przeznaczonych na
wykonywanie zadań ministra właściwego do spraw energii wynikających z ustawy
wynosi w:
1) 2018 r. – 427 427 zł;
2) 2019 r. – 387 427 zł;
3) 2020 r. – 387 427 zł;
4) 2021 r. – 387 427 zł;
5) 2022 r. – 387 427 zł;
6) 2023 r. – 387 427 zł;
7) 2024 r. – 387 427 zł;
8) 2025 r. – 387 427 zł;
9) 2026 r. – 387 427 zł;
10) 2027 r. – 387 427 zł.
2. Minister właściwy do spraw energii monitoruje wykorzystanie limitu
wydatków, o którym mowa w ust. 1, oraz wdraża mechanizmy korygujące,
o których mowa w ust. 3.
3. W przypadku gdy wielkość wydatków po pierwszym półroczu danego roku
budżetowego wyniesie więcej niż 65% limitu wydatków przewidzianych na dany
rok, dysponent środków obniża wielkość środków przeznaczonych na wydatki
26.02.2020
©Telksinoe s. 82/82
w drugim półroczu o kwotę stanowiącą różnicę między wielkością tego limitu
a kwotą przekroczenia wydatków.
4. W przypadku gdy wielkość wydatków w poszczególnych miesiącach jest
zgodna z planem finansowym, przepisu ust. 3 nie stosuje się.
Art. 107. Ustawa wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia 11).
11)
Ustawa została ogłoszona w dniu 3 stycznia 2018 r.
26.02.2020
Do góry