Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 18 lipca 2018 r. w sprawie wykonania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz zawierania transakcji na rynku wtórnym

Rozporządzenie określa szczegółowe warunki i sposób wykonania obowiązku mocowego,

jego rozliczania i demonstrowania oraz szczegółowe warunki zawierania transakcji na

rynku wtórnym, obejmujące

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 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.

Użyte w rozporządzeniu określenia oznaczają

1)

bilansowanie dobowe - działania operatora prowadzone w procesie planowania dobowego

pracy systemu w dobie n-1 , w wyniku których dla doby n ustala się stany pracy jednostek wytwórczych oraz wielkości ich obciążeń w celu zrównoważenia

wytwarzania energii elektrycznej z zapotrzebowaniem sieci oraz zapewnienia wymaganych

rezerw mocy oraz zarządzania ograniczeniami systemowymi;

2)

aktualizacja bilansu dobowego - działania operatora prowadzone w procesie planowania

dobowego pracy systemu w dobie n, w wyniku których operator dokonuje zaktualizowania sporządzonego w dobie n-1 bilansu dobowego dla doby n;

3)

zapotrzebowanie sieci - zapotrzebowanie na moc odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej

i dystrybucyjnej oraz bezpośrednio do urządzeń, instalacji lub sieci przedsiębiorstw

energetycznych innych niż operator lub operator systemu dystrybucyjnego, powiększone

o straty w sieci przesyłowej i dystrybucyjnej oraz pomniejszone o moc bezpośrednio

dostarczaną przez jednostki wytwórcze do odbiorców z pominięciem sieci należącej do

innych przedsiębiorstw energetycznych.

Standard bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, określony

jako liczba godzin w roku, w których dopuszcza się wystąpienie braku możliwości zrównoważenia

sumarycznej mocy osiągalnej netto jednostek wytwórczych przyłączonych do systemu z

zapotrzebowaniem sieci powiększonym o minimalną rezerwę zdolności wytwórczych, o której

mowa w § 4, oraz z uwzględnieniem planowanego salda wymiany międzynarodowej z państwami

innymi niż wymienione w art. 6 ust. 6 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, zwanej dalej „ustawą”, wynosi 3 godziny.

Minimalną rezerwę zdolności wytwórczych na potrzeby spełnienia standardu bezpieczeństwa

dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych oblicza się zgodnie ze wzorem

\(

R_{\min } = 1,2 \times P_{\max }

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Rmin - minimalną rezerwę zdolności wytwórczych, wyrażoną w [MW],

Pmax - moc osiągalną netto największej pod względem mocy jednostki wytwórczej przyłączonej

do systemu, wyrażoną w [MW].

1.

Operator ogłasza okres zagrożenia po ustaleniu, w procesie bilansowania dobowego lub

po dokonaniu aktualizacji bilansu dobowego, że nadwyżka sumarycznej mocy osiągalnej

netto jednostek wytwórczych przyłączonych do systemu, pomniejszonej o ubytki mocy

wynikające z prowadzonych remontów, postojów awaryjnych, warunków atmosferycznych

i ograniczeń sieciowych, oraz o moc osiągalną netto jednostek wytwórczych przyłączonych

do systemu niezaoferowaną operatorowi ponad zapotrzebowanie sieci, wynosi mniej niż

wielkość wymagana, określona zgodnie z art. 9g ust. 4 pkt 9 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne

(Dz. U. z 2018 r. poz. 755, 650, 685, 771, 1000 i 1356), z zastrzeżeniem § 6 ust. 1.

2.

Ustalając wysokość nadwyżki, o której mowa w ust. 1, operator uwzględnia planowane

saldo wymiany międzynarodowej.

1.

Operator może nie ogłaszać okresu zagrożenia, jeżeli

1)

w procesie bilansowania dobowego lub po dokonaniu aktualizacji bilansu dobowego nadwyżka

sumarycznej mocy osiągalnej netto jednostek wytwórczych przyłączonych do systemu,

pomniejszona o ubytki mocy wynikające z prowadzonych remontów, postojów awaryjnych,

warunków atmosferycznych i ograniczeń sieciowych oraz o moc osiągalną netto jednostek

wytwórczych przyłączonych do systemu niezaoferowaną dla operatora, ponad zapotrzebowanie

sieci, nie jest niższa o więcej niż 4 punkty procentowe od wielkości wymaganej, określonej

zgodnie z art. 9g ust. 4 pkt 9 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, oraz

2)

uzna, że nie ma zagrożenia dla pokrycia zapotrzebowania sieci.

2.

Operator niezwłocznie informuje ministra właściwego do spraw energii oraz Prezesa

Urzędu Regulacji Energetyki o wystąpieniu zdarzenia, o którym mowa w ust. 1.

1.

Okres zagrożenia ogłasza się wyłącznie dla następujących godzin

1)

7

2)

8

3)

9

4)

10

5)

11

6)

12

7)

13

8)

14

9)

15

10)

16

11)

17

12)

18

13)

19

14)

20

15)

21

- w dniach przypadających od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych

od pracy.

2.

Ogłoszenie okresu zagrożenia może nastąpić

1)

dla jednej godziny albo

2)

dla wielu godzin, jeżeli operator stwierdzi wystąpienie więcej niż jednego okresu

zagrożenia w danej dobie.

1.

Wielkość mocy dostarczonej w wyniku czasowego ograniczenia mocy pobieranej z sieci

elektroenergetycznej przez jednostkę rynku mocy redukcji zapotrzebowania wyznacza

się odrębnie dla każdej pełnej godziny czasowego ograniczenia, jako różnicę pomiędzy

profilem bazowym oraz rzeczywistą wielkością dostaw energii elektrycznej, zmierzoną

we wszystkich punktach pomiarowych tej jednostki w miejscach połączenia z tą siecią.

2.

Jeżeli na podstawie zawartych umów o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji

energii elektrycznej lub przepisów odrębnych, odbiorca energii elektrycznej ma prawo

czasowego wprowadzania energii do sieci elektroenergetycznej, rzeczywista wielkość

dostaw może być mniejsza od zera, a przypadek taki uwzględnia się jako dodatkowe ograniczenie

wielkości mocy pobieranej z tej sieci.

3.

Jeżeli jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania składa się z więcej niż jednej

jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania, wyznacza się jeden łączny profil bazowy

dla tej jednostki rynku mocy oraz jedną sumaryczną rzeczywistą wielkość dostawy energii

elektrycznej.

1.

Profil bazowy wyznacza się z zastosowaniem metody profilu historycznego, z zastrzeżeniem

§ 10 i § 11.

2.

Profil bazowy wyznaczany z zastosowaniem metody profilu historycznego równa się sumie

1)

profilu odniesienia będącego szeregiem wartości średnich arytmetycznych rzeczywistych

wielkości dostaw energii elektrycznej do jednostki rynku mocy, wyznaczonego dla każdej

godziny wskazanej zgodnie z § 7 ust. 1, z odrzuceniem wartości największej i najmniejszej,

w okresie odniesienia bezpośrednio poprzedzającym dzień, dla którego wyznaczany jest

profil odniesienia, obejmującym 10 kolejnych dni, o których mowa w § 7 ust. 1, w których

nie wystąpił okres zagrożenia, oraz

2)

korekty wyznaczonej jako różnica średniej wartości rzeczywistych wielkości dostaw

energii elektrycznej dla piątej, czwartej i trzeciej godziny poprzedzających rozpoczęcie

pierwszego okresu zagrożenia w danej dobie i średniej wielkości dostaw energii elektrycznej

w tych samych godzinach , wynikającej z profilu odniesienia, o którym mowa w pkt 1.

1.

Profil bazowy może być wyznaczany w oparciu o metodę profilu planowanego, w przypadku

gdy dostawca mocy

1)

złoży wniosek do operatora o stosowanie wobec danej jednostki rynku mocy redukcji

zapotrzebowania metody profilu planowanego oraz

2)

osiągnie przez okres co najmniej 30 kolejnych dni kalendarzowych poprawność planowania,

o której mowa w § 11 ust. 5, dla danej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania.

2.

Metodę profilu planowanego stosuje się od pierwszego dnia miesiąca następującego po

potwierdzeniu przez operatora osiągnięcia poprawności planowania, do dnia

1)

utraty poprawności planowania;

2)

nieprzekazania planów dostaw energii elektrycznej dla okresu 5 kolejnych dni kalendarzowych;

3)

złożenia przez dostawcę mocy do operatora wniosku o zaniechanie stosowania metody

profilu planowanego.

3.

Po wystąpieniu przypadków, o których mowa w ust. 2 pkt 1-3, wobec danej jednostki

rynku mocy redukcji zapotrzebowania stosuje się metodę profilu historycznego, od dnia

następującego po dniu

1)

przekazania dostawcy mocy informacji przez operatora o utracie poprawności planowania;

2)

nieprzekazania planów, o których mowa w ust. 2 pkt 2;

3)

złożenia wniosku, o którym mowa w ust. 2 pkt 3.

4.

Wystąpienie przypadku, o którym mowa w ust. 2 pkt 1-3, nie stanowi przeszkody do ponownego

złożenia wniosku do operatora o stosowanie wobec danej jednostki rynku mocy redukcji

zapotrzebowania metody profilu planowanego.

1.

W celu wykazania poprawności planowania dla danej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania,

dostawca mocy przekazuje operatorowi plany dostaw energii elektrycznej, wskazujące

ilości energii elektrycznej dostarczanej do jednostki rynku mocy w każdej godzinie,

co najmniej dla godzin, o których mowa w § 7 ust. 1, sporządzane nie później niż do

godziny 10

2.

Po zakończeniu każdego miesiąca, w którym dostawca mocy przekazał plany dostaw energii

elektrycznej, operator weryfikuje poprawność planowania poprzez wyznaczenie średniego

odchylenia względnego zgłaszanych planów dostaw energii elektrycznej od rzeczywistych

wielkości dostaw energii elektrycznej.

3.

Średnie odchylenie względne określające odchylenie zgłaszanych planów dostaw energii

elektrycznej od rzeczywistych wielkości dostaw energii elektrycznej dla jednostki

rynku mocy redukcji zapotrzebowania wyznacza się zgodnie ze wzorem

\(

\Delta _{sr} = {{\sum\nolimits_{n = 1}^{n = m} {\left| {{{E_{Pn} - E_{Rn} } \over

{E_{Rn} }}} \right|} } \over m} \cdot 100\%

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Δśr - średnie odchylenie względne, wyrażone w [%],

EPn - planowaną wielkość dostaw energii elektrycznej dla godziny n, wyrażoną w [MWh],

ERn - rzeczywistą wielkość dostaw energii elektrycznej dla godziny n, wyrażoną w [MWh],

m - całkowitą liczbę analizowanych godzin.

4.

Operator informuje dostawcę mocy o osiągnięciu albo o nieosiągnięciu poprawności planowania

w ciągu 7 dni od zakończenia miesiąca, w którym dostawca mocy przekazał plany dostaw

energii elektrycznej.

5.

Jeżeli w badanym okresie obejmującym 30 kolejnych dni kalendarzowych dla godzin, o

których mowa w § 7 ust. 1, średnie odchylenie względne, o którym mowa w ust. 3, nie

przekracza 15%, dostawca mocy osiąga w odniesieniu do jednostki rynku mocy redukcji

zapotrzebowania poprawność planowania.

6.

Dostawca mocy traci poprawność planowania w odniesieniu do danej jednostki rynku mocy

redukcji zapotrzebowania, jeżeli po zakończeniu miesiąca, w którym przekazywał operatorowi

plany dostaw energii elektrycznej dotyczące tej jednostki, średnie odchylenie względne,

o którym mowa w ust. 3, przekracza 15%.

7.

W okresie stosowania wobec danej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania metody

profilu planowanego, jako profil bazowy, na potrzeby wyznaczenia wielkości mocy dostarczonej

w wyniku czasowego ograniczenia zużycia energii elektrycznej, przyjmuje się zgłoszony

plan dostaw energii elektrycznej dotyczący tej jednostki.

Zdolność do wykonania obowiązku mocowego, o której mowa w art. 67 ust. 1 ustawy, wykazuje

się wyłącznie dla godzin wskazanych zgodnie z § 7 ust. 1.

1.

Zdolność do wykonania obowiązku mocowego wykazuje się

1)

w przypadku jednostki rynku mocy wytwórczej

a)

składającej się wyłącznie z jednostek fizycznych wytwórczych uczestniczących aktywnie

w bilansowaniu systemu w ramach mechanizmu centralnego bilansowania mocy wytwórczej

- poprzez wskazanie oferty bilansującej, obejmującej co najmniej jedną godzinę, złożonej

w odniesieniu do tej jednostki, przyjętej przez operatora i wykonanej na zasadach

określonych w instrukcji, o której mowa w art. 9g ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne,

b)

innej niż określona w lit. a - poprzez wskazanie jednej godziny, w której ta jednostka

wytwarzała energię elektryczną zgodnie ze swoim obowiązkiem mocowym;

2)

w przypadku jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania

a)

składającej się wyłącznie z jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania uczestniczących

aktywnie w bilansowaniu systemu w ramach mechanizmu centralnego bilansowania mocy

wytwórczej - poprzez wskazanie oferty redukcji obciążenia, obejmującej co najmniej

jedną godzinę, złożonej w odniesieniu do tej jednostki, przyjętej przez operatora

i wykonanej na zasadach określonych w instrukcji, o której mowa w art. 9g ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne,

b)

innej niż określona w lit. a - poprzez wskazanie jednej godziny, w której ta jednostka

ograniczyła czasowo zużycie energii elektrycznej.

2.

Jeżeli w odniesieniu do jednostki rynku mocy w danym kwartale został ogłoszony testowy

okres zagrożenia lub jeżeli ogłoszono okres zagrożenia, uznaje się, że jednostka ta

wykazała zdolność do wykonania obowiązku mocowego, o której mowa w art. 67 ust. 1

ustawy, w przypadku uzyskania pozytywnego wyniku testowego okresu zagrożenia lub wykonania

pełnego skorygowanego obowiązku mocowego w okresie zagrożenia.

3.

Testowy okres zagrożenia ogłasza się nie później niż 8 godzin przed rozpoczęciem testowego

okresu zagrożenia, dla jednej godziny wybranej dowolnie zgodnie z § 7 ust. 1.

4.

Jeżeli w pierwszych dwóch miesiącach danego kwartału dostarczenie mocy przez daną

jednostkę rynku mocy w wymaganej wielkości było niemożliwe przez więcej niż 75% liczby

godzin, w których można dokonywać demonstracji, ze względu na ograniczenia sieciowe

lub polecenia ruchowe operatora lub operatora systemu dystrybucyjnego, dostawca mocy,

nie później niż 21 dni przed zakończeniem kwartału, może wystąpić z wnioskiem o usunięcie

ograniczeń sieciowych lub zaprzestanie wydawania poleceń ruchowych uniemożliwiających

dokonanie demonstracji

1)

do operatora, jeżeli ograniczenia sieciowe lub polecenia ruchowe dotyczą operatora,

lub

2)

do operatora systemu dystrybucyjnego, w przypadkach innych niż wymienione w pkt 1,

i informuje o tym operatora.

5.

Usunięcie ograniczeń sieciowych lub zaprzestanie wydawania poleceń ruchowych umożliwiające

dokonanie demonstracji powinno obejmować nie mniej niż 75% liczby godzin w okresie

pozostałym od dnia złożenia wniosku, o którym mowa w ust. 4, do końca danego kwartału.

6.

W przypadku nieusunięcia przez właściwego operatora systemu elektroenergetycznego

ograniczeń sieciowych lub niezaprzestania wydawania poleceń ruchowych uniemożliwiających

dokonanie demonstracji w terminie 14 dni od dnia złożenia wniosku, o którym mowa w

ust. 4, uznaje się, że zdolność do wykonania obowiązku mocowego została wykazana.

1.

Jeżeli jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania, o której mowa w § 13 ust. 1

pkt 2 lit. b, jest wykorzystywana do świadczenia na rzecz operatora usługi systemowej

obejmującej redukcję zużycia energii na polecenie operatora, świadczenie takiej usługi

może zostać wskazane jako czas, w którym jednostka dostarczała moc do systemu, jeżeli

w danym kwartale objętym umową mocową nastąpiło czasowe ograniczenie zużycia energii

w celu realizacji tej usługi.

2.

Jeżeli w pierwszych dwóch miesiącach danego kwartału realizacja usługi, o której mowa

w ust. 1, nie doszła do skutku ze względu na brak polecenia przez operatora, dostawca

mocy przed zakończeniem kwartału może zwrócić się do operatora z wnioskiem o wydanie

takiego polecenia.

3.

Jeżeli jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania, o której mowa w § 13 ust. 1

pkt 2 lit. b, nie jest wykorzystywana do świadczenia na rzecz operatora usługi systemowej

obejmującej redukcję zużycia energii na polecenie operatora, a w odniesieniu do tej

jednostki rynku mocy w pierwszych dwóch miesiącach danego kwartału nie został ogłoszony

testowy okres zagrożenia lub okres zagrożenia, dostawca mocy, nie później niż 7 dni

przed zakończeniem danego kwartału, może zwrócić się do operatora z wnioskiem o ogłoszenie

testowego okresu zagrożenia.

4.

Jeżeli operator w terminie 7 dni od otrzymania wniosku, o którym mowa w ust. 2, nie

wydał jednostce rynku mocy redukcji zapotrzebowania polecenia wykonania usługi, o

której mowa w ust. 1, lub nie ogłosił testowego okresu zagrożenia zgodnie z wnioskiem,

o którym mowa w ust. 3, uznaje się, że zdolność do wykonania obowiązku mocowego została

wykazana przez tę jednostkę.

1.

Obrót wtórny obowiązkiem mocowym i realokacja wielkości wykonanego obowiązku mocowego

odbywa się w odniesieniu do godzin wskazanych zgodnie z § 7 ust. 1.

2.

Minimalna wielkość obowiązku mocowego przenoszonego w ramach obrotu wtórnego obowiązkiem

mocowym i rozliczanego w ramach realokacji wielkości wykonanego obowiązku mocowego

wynosi 0,001 MW.

3.

W ramach obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym lub realokacji wielkości wykonanego obowiązku

mocowego każdy obowiązek mocowy może podlegać dowolnej liczbie podziałów, z uwzględnieniem

ust. 1 i 2.

4.

Obowiązek mocowy jednostki rynku mocy może zostać przeniesiony na inną jednostkę rynku

mocy, jeżeli łączna wielkość obowiązku mocowego jednostki rynku mocy, na którą obowiązek

mocowy jest przenoszony, nie przekroczy

1)

wynikającego z certyfikatu wydanego dla tej jednostki iloczynu jej mocy osiągalnej

netto oraz wartości korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności, o którym mowa w art.

18 ustawy, albo

2)

mocy osiągalnej netto tej jednostki, z zastrzeżeniem, że w takim przypadku wartość

iloczynu, o którym mowa w pkt 1, może być przekroczona dla nie więcej niż 300 godzin

w roku kalendarzowym.

5.

Przepisu ust. 4 nie stosuje się do realokacji wielkości wykonanego obowiązku mocowego.

1.

Jednostkową stawkę kary za niewykonanie obowiązku mocowego obowiązującą w roku dostaw

n oblicza się zgodnie ze wzorem

\(

SK_n = 0,3 \times {{PKB_{n - 2} } \over {E_{n - 2} }}

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

SKn - jednostkową stawkę kary w roku dostaw n, wyrażoną w [zł/MWh],

aaaPKBn-2 - wartość produktu krajowego brutto w Polsce, za rok przypadający na 2 lata przed

rokiem dostaw n, określoną w cenach bieżących, opublikowaną przez Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego,

wyrażoną w [zł],

aaaEn-2 - ilość zużywanej energii elektrycznej w roku kalendarzowym przypadającym na 2 lata

przed rokiem dostaw n, opublikowaną przez Główny Urząd Statystyczny w dokumencie „Zużycie paliw i nośników

energii”, wyrażoną w [MWh].

2.

Jednostkowa stawka kary ustalana jest z dokładnością do 0,01 zł.

Rozporządzenie wchodzi w życie z dniem następującym po dniu ogłoszenia.