Obwieszczenie Marszałka Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 4 września 2023 r. w sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu ustawy o rynku mocy

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 przywołania na rynku mocy.

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.

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;

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 2022 r. poz. 1385, z późn. zm., 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 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;

17a)

jednostka wytwórcza - jednostkę wytwórczą, o której mowa w art. 3 pkt 43 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, lub inny wyodrębniony zespół urządzeń służących do wytwarzania energii elektrycznej;

17b)

limit emisji - emisję wynoszącą nie więcej niż 550 g dwutlenku węgla pochodzącego

z paliw kopalnych na kWh wytworzonej energii elektrycznej;

17c

linia bezpośrednia - linię bezpośrednią w rozumieniu art. 3 pkt 11f ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;

18)

magazyn energii elektrycznej - magazyn energii elektrycznej, o którym mowa w art. 3 pkt 10k ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;

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 przez urządzenia i układy technologiczne

tej jednostki niezbędne do wytwarzania energii elektrycznej lub energii elektrycznej

i ciepła;

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 przywołania na

rynku mocy;

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

dodatkowa;

26

okres przywołania na rynku mocy - 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;

29a)

rozpoczęcie produkcji komercyjnej - dzień rozpoczęcia pracy jednostki wytwórczej,

zgodnie z jej przeznaczeniem, po osiągnięciu stanu, w którym praca tej jednostki jest

zgodna z prawem i możliwa technicznie;

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.

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 nie później niż w 2. tygodniu każdego roku, a kończy

nie później niż w 11. 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.

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.

1.

Limit emisji uznaje się za spełniony przez jednostkę rynku mocy, jeśli żadna z jednostek

wytwórczych wchodzących w skład jednostek fizycznych tworzących daną jednostkę rynku

mocy nie przekroczyła limitu emisji w danym roku dostaw.

2.

Jednostkowa emisja dwutlenku węgla w odniesieniu do jednostki wytwórczej wyznaczana

jest zgodnie z wzorem

\(

EJ = {{0,0036 \cdot (1 - t_{CO_2 } ) \cdot \sum\nolimits_{p = 1}^{p = n} {U_p \cdot

WE_p } } \over {\eta _{proj} }}

\)

gdzie

EJ - oznacza jednostkową emisję dwutlenku węgla danej jednostki wytwórczej, wyrażoną

w gCO2/kWh,

t2 - oznacza udział emisji dwutlenku węgla, która została przeniesiona z jednostki wytwórczej,

a następnie wykorzystana w sposób, o którym mowa w art. 49 ust. 1 lit. a lub b rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2018/2066 z dnia

19 grudnia 2018 r. w sprawie monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów

cieplarnianych na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady oraz

zmieniającego rozporządzenie Komisji (UE) nr 601/2012

(Dz. Urz. UE L 334 z 31.12.2018, str. 1, z późn. zm.)

p - oznacza paliwo,

n - oznacza liczbę paliw wykorzystywanych w danej jednostce wytwórczej,

Up - oznacza udział energetyczny danego paliwa w całym paliwie dostarczanym do danej

jednostki wytwórczej, w okresie całego roku kalendarzowego, wyrażony w %,

WEp - oznacza wskaźnik emisji dwutlenku węgla dla danego paliwa, wyznaczony tak jak na

potrzeby raportowania emisji określonych w rozporządzeniu wykonawczym Komisji (UE) 2018/2066 z dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie

monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych na podstawie dyrektywy

2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady oraz zmieniającym rozporządzenie Komisji

(UE) nr 601/2012, wyrażony w kgCO2/TJ,

-

oznacza sprawność w warunkach projektowych wytwarzania energii elektrycznej w danej

jednostce wy

twórczej, liczoną jako iloraz mocy elektrycznej netto i całkowitego zużycia paliwa,

w warunkach projektowych przy mocy osiągalnej netto, uwzględniając wyniki pomiarów

eksploatacyjnych, gwarancyjnych lub pomodernizacyjnych w zależności od tego, które

z nich są najnowsze.

3.

W przypadku magazynów energii elektrycznej wchodzących w skład jednostek fizycznych

tworzących daną jednostkę rynku mocy, na potrzeby weryfikacji spełnienia limitu emisji,

przyjmuje się, że wskaźnik jednostkowej emisji dwutlenku węgla EJ w przypadku magazynów

energii elektrycznej

1)

niepołączonych bezpośrednio z jednostką wytwórczą i zasilanych wyłącznie z sieci -

jest równy zero;

2)

połączonych bezpośrednio z jedną lub z większą liczbą jednostek wytwórczych - jest

równy najwyższemu spośród wskaźników jednostkowej emisji dwutlenku węgla wyznaczonych

odpowiednio dla bezpośrednio połączonych jednostek wytwórczych.

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.

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.

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;

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 przywołania na rynku mocy 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),

a

system przesyłowy Republiki Federalnej Niemiec,

b)

system przesyłowy Republiki Czeskiej,

c)

system przesyłowy Republiki Słowackiej;

2)

Litwa - obejmująca system przesyłowy Republiki Litewskiej;

3)

Szwecja - obejmująca system przesyłowy Królestwa Szwecji.

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 zgodnie z rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r.

w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej

(Dz. Urz. UE L 158 z 14.06.2019, str. 54), zwanego dalej „rozporządzeniem 2019/943”.

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.

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.

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 kW;

2)

wielkość oferowanej mocy w MW - nie mniejszą niż 2 MW;

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 publikuje wyniki aukcji wstępnej w terminie 5 dni roboczych od dnia zakończenia

aukcji mocy, której dotyczyła dana aukcja wstępna.

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.

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 lub zmiany umowy, o której mowa w art. 6 ust.

3 albo 4, przekazuje Prezesowi URE i ministrowi właściwemu do spraw energii informację

o jej zawarciu lub zmianie.

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.

(uchylony)

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 „wnioskiem 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;

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 informacje lub dane zawarte we wniosku o rejestrację jednostki fizycznej

wytwórczej planowanej

1)

uległy zmianie - wnioskodawca jest obowiązany zgłosić w najbliższej certyfikacji ogólnej

ich uzupełnienie lub zmianę;

2)

o których mowa w ust. 2 pkt 1-4, uległy zmianie - wnioskodawca może zgłosić ich uzupełnienie

lub zmianę po uzyskaniu wpisu do rejestru, a przed wydaniem certyfikatu potwierdzającego

utworzenie jednostki rynku mocy, w której skład wchodzi dana jednostka fizyczna wytwórcza

planowana.

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.

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.

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.

1.

W certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych właściciel jednostki fizycznej,

jednostki fizycznej zagranicznej albo jednostki 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.

6.

Dostawca mocy nie może złożyć wniosku o certyfikację w odniesieniu do jednostki rynku

mocy, która w roku dostaw, dla którego prowadzona jest dana certyfikacja, nie będzie

spełniała limitu emisji, z uwzględnieniem ust. 7.

7.

W przypadku jednostki rynku mocy, o której mowa w ust. 6, w skład której wchodzą wyłącznie

jednostki wytwórcze, które rozpoczęły produkcję komercyjną przed dniem 4 lipca 2019 r.,

dostawca mocy może złożyć wniosek o certyfikację wyłącznie w zakresie utworzenia jednostki

rynku mocy i dopuszczenia jej do udziału w rynku wtórnym.

8.

Wniosku o certyfikację nie może złożyć dostawca mocy, wobec którego w terminie rozpoczęcia

danej certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych zachodzą okoliczności,

o których mowa w art. 2 pkt 18 lit. a, b, c lub e rozporządzenia Komisji (UE) nr 651/2014 z dnia 17

czerwca 2014 r. uznającego niektóre rodzaje pomocy za zgodne z rynkiem wewnętrznym

w zastosowaniu art. 107 i 108 Traktatu

(Dz. Urz. UE L 187 z 26.06.2014, str. 1, z późn. zm.)

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 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

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;

3a)

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. 40 ust. 1 pkt 3 ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii

elektrycznej w morskich farmach wiatrowych

(Dz. U. z 2023 r. poz. 1385 i 1681);

4)

(uchylony)

4a)

w skład której wchodzi jednostka wytwórcza, która w roku dostaw nie będzie spełniała

limitu emisji i rozpoczęła produkcję komercyjną nie wcześniej niż w dniu 4 lipca 2019 r.;

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.

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.

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.

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.

1.

Wniosek o certyfikację jednostki rynku mocy wytwórczej zawiera

1)

w przypadku wniosku o certyfikację innego niż wniosek o utworzenie jednostki rynku

mocy i dopuszczenie jej do udziału wyłącznie w rynku wtórnym - 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;

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,

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;

9)

oświadczenie o planowanym spełnieniu limitu emisji przez jednostkę rynku mocy w roku

dostaw, którego dotyczy dana certyfikacja, albo, w przypadku, o którym mowa w art.

15 ust. 7, oświadczenie o niespełnieniu tego limitu;

10)

oświadczenie o rozpoczęciu produkcji komercyjnej przed dniem 4 lipca 2019 r. przez

wszystkie jednostki wytwórcze wchodzące w skład jednostek fizycznych tworzących jednostkę

rynku mocy albo o rozpoczęciu produkcji komercyjnej przez co najmniej jedną jednostkę

wytwórczą wchodzącą w skład jednostek fizycznych tworzących jednostkę rynku mocy w

tej dacie albo później;

11)

oświadczenie, że wobec dostawcy mocy nie zachodzą okoliczności, o których mowa w art. 2 pkt 18 lit. a, b, c lub e rozporządzenia Komisji (UE) nr 651/2014 z dnia 17

czerwca 2014 r. uznającego niektóre rodzaje pomocy za zgodne z rynkiem wewnętrznym

w zastosowaniu art. 107 i 108 Traktatu.

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. 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), oraz

ba) planowane spełnienie limitu emisji przez nową jednostkę rynku mocy wytwórczą w

każdym roku dostaw,

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 2023 r. poz. 1094, 1113, 1501, 1506, 1688 i 1719), 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;

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, oraz

ba) planowane spełnienie limitu emisji przez modernizowaną jednostkę rynku mocy wytwórczą

w każdym roku dostaw,

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 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.

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 jedna jednostka wytwórcza

-

parametry techniczne wszystkich jednostek wytwórczych wchodzących w skład jednostek

fizycznych redukcji zapotrzebowania będących częścią danej jednostki rynku mocy redukcji

zapotrzebowania oraz planowane spełnienie przez nie 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) 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, oraz

-

planowane spełnienie limitu emisji przez wszystkie jednostki wytwórcze wchodzące w

skład jednostek fizycznych tworzących daną jednostkę rynku mocy redukcji zapotrzebowania

w każdym roku dostaw;

3)

informację o okresie, na jaki dostawca mocy zamierza zawrzeć umowę mocową, z uwzględnieniem

art. 25 ust. 4 pkt 2-4.

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.

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.

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.

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

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.

1.

W przypadku jednostek rynku mocy, które zawarły umowę mocową w wyniku aukcji głównej

na więcej niż 1 okres dostaw, certyfikat wydany na podstawie art. 23 pkt 1 upoważnia

do udziału w rynku wtórnym we wszystkich okresach dostaw, na które została zawarta

ta umowa mocowa.

2.

W przypadku skrócenia czasu trwania umowy mocowej do jednego roku, na podstawie art.

46 ust. 2 lub 3, certyfikat wydany na podstawie art. 23 pkt 1 upoważnia do udziału

w rynku wtórnym w roku dostaw wynikającym ze skrócenia czasu trwania tej umowy mocowej

oraz w następnym roku dostaw.

3.

Na potrzeby udziału w rynku wtórnym, na podstawie certyfikatu, o którym mowa w art.

23 pkt 1, dla danej jednostki rynku mocy stosuje się, w całym okresie obowiązywania

certyfikatu, korekcyjny współczynnik dyspozycyjności, który został określony dla pierwszego

okresu dostaw objętego tym certyfikatem.

4.

W przypadku jednostki rynku mocy, dla której w toku aukcji mocy nie została zawarta

umowa mocowa lub została zawarta umowa mocowa na nie więcej niż 1 okres dostaw, certyfikat

wydany na podstawie art. 23 pkt 1 upoważnia do udziału w rynku wtórnym wyłącznie w

roku dostaw, w odniesieniu do którego prowadzona była dana aukcja mocy, z uwzględnieniem

art. 24 ust. 2.

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;

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.

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;

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 MWh wytwarzanej energii elektrycznej albo, w przypadku jednostek kogeneracji,

energii elektrycznej i ciepła, 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

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.

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.

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;

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.

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.

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

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.

3a.

W toku aukcji głównej, o której mowa w ust. 3, dostawca mocy może oferować obowiązek

mocowy na okresy dostaw przypadające po roku, na który przeprowadzana jest ta aukcja,

zgodnie z wydanym certyfikatem.

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.

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

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;

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.

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;

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.

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;

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.

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.

1.

W terminie 60 dni od dnia otrzymania, zgodnie z art. 14 ust. 2, proponowanych 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, Prezes URE przekazuje ministrowi właściwemu do spraw energii propozycję parametru,

o którym mowa w art. 31 pkt 1, w odniesieniu do najbliższej aukcji głównej oraz najbliższych

aukcji dodatkowych.

2.

Prezes URE, przygotowując propozycję, o której mowa w ust. 1, może przyjąć propozycje

przekazane przez operatora zgodnie z art. 14 ust. 2 lub zaproponować inne wielkości.

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, 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,

po otrzymaniu propozycji, o której mowa w art. 33a ust. 1, i nie później niż 18 tygodni

przed rozpoczęciem każdej aukcji głównej.

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.

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;

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.

Ustawa wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia, z wyjątkiem przepisów

1)

art. 8 pkt 2-5, 8 i 9, art. 11, art. 34 i art. 35, które wchodzą w życie z dniem następującym

po dniu ogłoszenia;

2)

art. 1 pkt 51 lit. a tiret czwarte w zakresie dodawanego art. 56 ust. 1 pkt 6aa-6c,

które wchodzą w życie po upływie 6 miesięcy od dnia ogłoszenia;

3)

art. 1 pkt 20 w zakresie dodawanego art. 11t ust. 6 pkt 2 i ust. 7 pkt 2 oraz art.

11x ust. 4, które wchodzą w życie po upływie 12 miesięcy od dnia ogłoszenia;

4)

art. 1 pkt 19, który wchodzi w życie po upływie 48 miesięcy od dnia ogłoszenia;

5)

art. 1 pkt 20 w zakresie dodawanego art. 11zg oraz pkt 51 lit. a tiret dziewiąte w

zakresie dodawanego art. 56 ust. 1 pkt 30u i lit. b w zakresie, w jakim przepis ten

dotyczy art. 56 ust. 1 pkt 30u, które wchodzą w życie pierwszego dnia miesiąca następującego

po upływie 30 miesięcy od dnia ogłoszenia;

6)

art. 1 pkt 5 lit. b, pkt 6, pkt 14 lit. d, pkt 20 w zakresie dodawanego art. 11y ust.

1 pkt 1-4 i 6 i ust. 2 pkt 2-8, art. 11z ust. 1-3, art. 11zb-11zd, art. 11zf, pkt

51 lit. a tiret dziewiąte w zakresie dodawanego art. 56 w ust. 1 pkt 30b, 30h, 30j-30p,

lit. b w zakresie, w jakim przepis ten dotyczy art. 56 ust. 1 pkt 30b i 30j-30p, lit.

d w zakresie, w jakim przepis ten dotyczy art. 56 ust. 1 pkt 30h, art. 7 pkt 2, pkt

6 lit. a i pkt 14 lit. b i c, art. 8 pkt 6 oraz art. 9, które wchodzą w życie pierwszego

dnia miesiąca następującego po upływie 36 miesięcy od dnia ogłoszenia.

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 upływie roku od dokonania zgłoszenia

wycofania z eksploatacji tej jednostki, na zasadach uzgodnionych z operatorem systemu

elektroenergetycznego, do którego sieci jednostka ta jest przyłączona.

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.

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 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.

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.

1.

Prezes URE oblicza i ogłasza w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie

podmiotowej

1)

wartość niedostarczonej energii elektrycznej;

2)

koszt nowej jednostki.

2.

Wielkości, o których mowa w ust. 1, są obliczane raz na 5 lat w oparciu o metodę,

o której mowa odpowiednio w art. 23 ust. 6 lit. a lub b rozporządzenia 2019/943.

3.

Wielkości, o których mowa w ust. 1, mogą być obliczane częściej niż w terminie określonym

w ust. 2, jeżeli Prezes URE stwierdzi znaczącą zmianę tych wielkości. W takim przypadku

Prezes URE ogłasza wielkości, o których mowa w ust. 1, wraz z uzasadnieniem zmiany.

Prezes URE, w terminie 14 dni od dnia ogłoszenia wielkości, o których mowa w art.

40a ust. 1 pkt 1 lub 2, informuje ministra właściwego do spraw energii o ich ogłoszeniu.

W przypadku, o którym mowa w art. 40a ust. 1 pkt 2, Prezes URE przedstawia również

dane wykorzystywane do obliczenia kosztu nowej jednostki.

„1. Dotychczasowe przepisy wykonawcze wydane na podstawie art. 68 ustawy zmienianej

w art. 33 w brzmieniu dotychczasowym zachowują moc do dnia wejścia w życie przepisów

wykonawczych wydanych na podstawie art. 68 ustawy zmienianej w art. 33 w brzmieniu

nadanym niniejszą ustawą i mogą być zmieniane na podstawie art. 68 ustawy zmienianej

w art. 33 w brzmieniu nadanym niniejszą ustawą.

Przez umowę mocową

1)

dostawca mocy zobowiązuje się do wykonywania, przez oznaczony czas, obowiązku mocowego

przez określoną jednostkę rynku 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.

1.

Umowa mocowa zawiera co najmniej

1)

oznaczenie jednostki rynku mocy, przez którą dostawca mocy wykonuje obowiązek mocowy;

2)

okres trwania obowiązku mocowego;

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 jednostek rynku mocy

-

w skład których wchodzi jednostka fizyczna wytwórcza planowana, w odniesieniu do których

zawarto umowę mocową,

-

w odniesieniu do których zawarto umowę mocową na więcej niż 1 okres dostaw,

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.

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.

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.

2a.

Zarządca rozliczeń rynku mocy, o którym mowa w art. 61 ust. 2, staje się stroną umowy

mocowej z mocy prawa, z chwilą jej zawarcia.

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.

W trakcie trwania okresu rezygnacji, o którym mowa w art. 24a ust. 3 ustawy z dnia 30 kwietnia 2004 r. o postępowaniu w sprawach dotyczących

pomocy publicznej

(Dz. U. z 2023 r. poz. 702), w odniesieniu do danej jednostki rynku mocy przyjmuje się, że jej obowiązek mocowy

wynosi zero.

Umowę mocową zawiera się w formie elektronicznej pod rygorem nieważności.

Ustawa wchodzi w życie z dniem następującym po dniu ogłoszenia, z wyjątkiem art. 35,

który wchodzi w życie z dniem 1 lipca 2024 r.

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 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, przed rozpoczęciem okresu

dostaw, czas trwania umowy mocowej ulega skróceniu do okresu określonego odpowiednio

w art. 25 ust. 4.

5.

W przypadku gdy umowa mocowa dotyczy nowej 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, przed zakończeniem trzeciego roku dostaw,

czas trwania umowy mocowej ulega skróceniu do okresu określonego odpowiednio w art.

25 ust. 4.

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

1)

5% miesięcznej wartości obowiązku mocowego objętego umową mocową - w pierwszym roku

dostaw,

2)

15% miesięcznej wartości obowiązku mocowego objętego umową mocową - w drugim roku

dostaw,

3)

25% miesięcznej wartości obowiązku mocowego objętego umową mocową - w trzecim roku

dostaw

- obliczonej na podstawie najwyższej ceny zamknięcia aukcji mocy odnoszącej się do

danego roku dostaw.

3.

W przypadku, o którym mowa w ust. 2, w odniesieniu do danej jednostki rynku mocy do

dnia przedstawienia informacji, o których mowa w art. 52 ust. 2, przepisów art. 59

nie stosuje się.

4.

W przypadku rozwiązania umowy mocowej dotyczącej nowej jednostki rynku mocy wytwórczej

przed spełnieniem wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2, przepisy ust. 1 pkt 1

i 2 stosuje się odpowiednio. W przypadku, o którym mowa w zdaniu pierwszym, dostawca

mocy płaci karę odpowiadającą sumie kar, o których mowa w ust. 2, które nie stały

się należne do dnia rozwiązania umowy mocowej, a które zostałyby naliczone do końca

trzeciego roku dostaw albo do końca okresu, na jaki została zawarta umowa mocowa,

jeżeli została ona zawarta na mniej niż trzy lata dostaw.

1.

W przypadku umowy mocowej zawartej na więcej niż 1 okres dostaw w odniesieniu do nowej

lub modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, dla której uległa zmianie moc

osiągalna netto jednostki fizycznej wytwórczej tworzącej tę jednostkę rynku mocy,

a zmiana ta nie była większa niż 5% mocy określonej w certyfikacji do aukcji głównej,

w wyniku której dana jednostka rynku mocy zawarła tę umowę mocową, dostawca mocy może

wystąpić do operatora z wnioskiem o dokonanie zmiany tej mocy.

2.

Wniosek, o którym mowa w ust. 1, zawiera uzasadnienie zmiany i może zostać złożony

przez dostawcę mocy jednokrotnie, nie później niż z chwilą przedstawienia informacji,

o których mowa w art. 52 ust. 2.

3.

Na podstawie wniosku, o którym mowa w ust. 1, w terminie 14 dni od dnia otrzymania

tego wniosku, operator dokonuje zmiany iloczynu mocy osiągalnej netto i korekcyjnego

współczynnika dyspozycyjności ujętego w certyfikacie oraz, w przypadku zmniejszenia

mocy osiągalnej netto, proporcjonalnego zmniejszenia wielkości obowiązku mocowego

określonego w umowie mocowej, przez wpis zaktualizowanych danych w rejestrze. Zmniejszenie

wielkości obowiązku mocowego skutkuje odpowiednio zmniejszeniem wysokości wynagrodzenia

należnego dostawcy mocy za wykonywanie obowiązku mocowego zgodnie z zawartą umową

mocową oraz zatrzymaniem przez operatora odpowiedniej części zabezpieczenia finansowego,

o którym mowa w art. 50 ust. 1.

4.

W przypadku dokonania zmian, o których mowa w ust. 3, spełnienie obowiązków, o których

mowa w art. 52, odnosi się do zmienionej mocy osiągalnej netto.

5.

W przypadku dokonania zmian, o których mowa w ust. 3, w ramach niezależnej ekspertyzy,

o której mowa w art. 52 ust. 2 pkt 3, dostawca mocy przedstawia operatorowi dodatkowo

potwierdzenie dotyczące wielkości zmienionej mocy osiągalnej netto.

1.

W przypadku umowy mocowej zawartej na więcej niż 1 okres dostaw w odniesieniu do nowej

jednostki rynku mocy wytwórczej, która w okresie dostaw nie będzie spełniała limitu

emisji, dostawca mocy może złożyć do operatora oświadczenie o jej wypowiedzeniu.

2.

Od chwili złożenia oświadczenia, o którym mowa w ust. 1, realizacja postanowień umowy

mocowej, o których mowa w art. 42 ust. 1 pkt 4 lit. c, zostaje zawieszona.

3.

Umowa mocowa, w odniesieniu do której złożono oświadczenie, o którym mowa w ust. 1,

zwana dalej „umową wypowiadaną”, ulega rozwiązaniu z chwilą wskazania operatorowi

przez dostawcę mocy

1)

umowy mocowej spełniającej wymagania określone w ust. 4 pkt 1 oraz ust. 5 i 6, zawartej

w toku aukcji mocy przeprowadzonej po złożeniu oświadczenia, o którym mowa w ust.

1, i nie później niż 12 miesięcy przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw umowy

wypowiadanej, oraz

2)

umowy mocowej spełniającej wymagania określone w ust. 4 pkt 2 i ust. 6, zawartej w

toku aukcji mocy przeprowadzonej po złożeniu oświadczenia, o którym mowa w ust. 1,

i przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw umowy wypowiadanej.

4.

Wielkość obowiązku mocowego objętego umową mocową, o której mowa w ust. 3

1)

pkt 1 - nie może być mniejsza niż 80% obowiązku mocowego objętego umową wypowiadaną;

2)

pkt 2 - nie może być mniejsza od różnicy 110% obowiązku mocowego objętego umową wypowiadaną

i obowiązku mocowego objętego umową mocową, o której mowa w ust. 3 pkt 1.

5.

Umowa mocowa, o której mowa w ust. 3 pkt 1, dotyczy wyłącznie nowej jednostki rynku

mocy wytwórczej składającej się z jednostki fizycznej wytwórczej zlokalizowanej w

tym samym powiecie co jednostka fizyczna objęta umową wypowiadaną.

6.

Umowa mocowa, o której mowa w ust. 3 pkt 1 i 2

1)

dotyczy nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, która w okresie dostaw będzie spełniała

limit emisji, oraz

2)

obejmuje co najmniej taką samą liczbę okresów dostaw co umowa wypowiadana, oraz

3)

jest zawarta przez dostawcę mocy będącego stroną umowy wypowiadanej albo przez podmiot

należący do grupy kapitałowej, w rozumieniu art. 4 pkt 14 ustawy z dnia 16 lutego 2007 r. o ochronie konkurencji i konsumentów

(Dz. U. z 2023 r. poz. 1689 i 1705), do której należy ten dostawca mocy, z uwzględnieniem ust. 7.

7.

W przypadku gdy nie jest możliwe określenie przedsiębiorcy sprawującego kontrolę,

w rozumieniu art. 4 pkt 4 ustawy z dnia 16 lutego 2007 r. o ochronie konkurencji i konsumentów, nad dostawcą mocy będącym spółką kapitałową, umowa mocowa, o której mowa w ust.

3 pkt 1 lub 2, może być zawarta przez podmiot wchodzący w skład grupy kapitałowej,

do której należy podmiot posiadający co najmniej 50% udziałów lub akcji w kapitale

zakładowym dostawcy mocy.

8.

W przypadku rozwiązania umowy mocowej, zgodnie z ust. 3, operator

1)

zwalnia zabezpieczenie finansowe, o którym mowa w art. 50 ust. 1;

2)

umarza kary, o których mowa w art. 47 ust. 2, jeżeli stały się należne w odniesieniu

do tej umowy.

9.

W odniesieniu do umów mocowych, o których mowa w ust. 3, przepisów art. 47a nie stosuje

się.

10.

W przypadku niewskazania operatorowi przez dostawcę mocy umów mocowych, o których

mowa w ust. 3, w terminie 14 dni od dnia rozpoczęcia pierwszego okresu dostaw określonego

w umowie wypowiadanej, oświadczenie, o którym mowa w ust. 1, nie wywołuje skutków

prawnych.

Ustawa wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia, z wyjątkiem

1)

art. 1 pkt 6 lit. b, pkt 7 lit. f w zakresie art. 5 ust. 3b oraz lit. i w zakresie

art. 5 ust. 4e oraz pkt 14 lit. d, które wchodzą w życie po upływie 2 miesięcy od

dnia ogłoszenia;

2)

art. 1 pkt 7 lit. f w zakresie art. 5 ust. 3a oraz pkt 7 lit. m w zakresie art. 5

ust. 6ca pkt 1 lit. a, a także art. 22, które wchodzą w życie po upływie 6 miesięcy

od dnia ogłoszenia;

3)

art. 1 pkt 3, pkt 7 lit. i w zakresie art. 5 ust. 4f-4i, lit. k, lit. m w zakresie

art. 5 ust. 6ca pkt 1 lit. b i lit. n, pkt 12 w zakresie art. 5b

4)

art. 1 pkt 64 w zakresie art. 43f ust. 1 pkt 1 lit. b, art. 7 pkt 1, 2 i 4, a także

art. 40 i art. 41, które wchodzą w życie z dniem 1 września 2023 r.;

5)

art. 1 pkt 2 lit. s, pkt 7 lit. c tiret drugie i lit. m w zakresie art. 5 ust. 6ca

pkt 2, pkt 8 w zakresie art. 5a

6)

art. 1 pkt 51 w zakresie, w jakim dotyczy prosumenta wirtualnego energii odnawialnej,

który wchodzi w życie z dniem 2 lipca 2024 r.;

7)

art. 1 pkt 2 lit. a, lit. b w zakresie art. 3 pkt 6c i 6d, lit. m i n, pkt 6 lit.

c i d, pkt 7 lit. b w zakresie dodanych wyrazów „paliw gazowych” oraz lit. o i p,

pkt 9 i 10, pkt 20 lit. d tiret szóste, pkt 24 lit. c i d, pkt 34 lit. a i b, pkt

35-37 oraz pkt 71 lit. a tiret piąte w zakresie art. 56 ust. 1 pkt 17a i 17b, tiret

szóste i siódme oraz lit. f, a także art. 27 i art. 28, które wchodzą w życie z dniem

1 lipca 2025 r.;

8)

art. 1 pkt 6 lit. c i d, które wchodzą w życie z dniem 1 stycznia 2025 r.;

9)

art. 19, który wchodzi w życie pierwszego dnia miesiąca następującego po miesiącu

ogłoszenia.

1.

Dostawca mocy, w ramach transakcji na rynku wtórnym, może po zakończeniu

1)

aukcji dodatkowych - przenosić na inną jednostkę rynku 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 przywołania na rynku mocy - rozliczać w całości lub w części niewykonanie obowiązku

mocowego dostarczeniem mocy przez inną jednostkę rynku mocy ponad wielkość wymaganą

w tym okresie przywołania na rynku mocy 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

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 systemie

albo jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych zlokalizowanych

w tej samej strefie, o której mowa w art. 6 ust. 6, z tym 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 przywołania na rynku mocy 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,

f)

w zakresie obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym - jednostek rynku mocy, dla których

we wniosku o certyfikację nie złożono oświadczenia o planowanym spełnieniu limitu

emisji, z uwzględnieniem art. 49a,

g)

w zakresie obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym - jednostek rynku mocy objętych okresem

rezygnacji, o którym mowa w art. 24a ust. 3 ustawy z dnia 30 kwietnia 2004 r. o postępowaniu w sprawach dotyczących

pomocy publicznej;

3)

muszą zostać zgłoszone do rejestru w przypadku transakcji, o których mowa w

a)

ust. 1 pkt 1 - najpóźniej 24 godziny przed rozpoczęciem okresu, którego dotyczą,

b

ust. 1 pkt 2 - po udostępnieniu przez operatora danych pomiarowo-rozliczeniowych dotyczących

danego okresu przywołania na rynku mocy, ale nie później niż w 5. dniu roboczym po

ich udostępnieniu;

b

ust. 1 pkt 2 - od 1. do 5. dnia roboczego, następujących po terminie ostatecznego

rozliczenia wykonania obowiązków mocowych wszystkich jednostek rynku mocy w danym

okresie przywołania na rynku mocy, określonym w regulaminie rynku mocy, o którym mowa

w art. 83;

4)

muszą spełniać inne wymagania określone w przepisach wydanych na podstawie art. 68.

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.

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.

3.

Transakcja, o której mowa w art. 48 ust. 1 pkt 1, wpisana do rejestru po rozpoczęciu

okresu, którego dotyczy - jest skuteczna w odniesieniu do tego okresu.

Przepisu art. 48 ust. 2 pkt 2 lit. f nie stosuje się w odniesieniu do

1)

obowiązku mocowego, który powstał nie później niż w dniu 31 grudnia 2019 r. w wyniku

aukcji mocy, również w przypadku, gdy ten obowiązek mocowy został przeniesiony, w

całości lub w części, na inną jednostkę rynku mocy w wyniku transakcji na rynku wtórnym,

niezależnie od liczby transakcji, którym podlegał;

2)

jednostki rynku mocy, która uzyskała certyfikat na dany okres dostaw w certyfikacji

do aukcji mocy przeprowadzonej przed aukcją główną na rok dostaw 2025, jeżeli przed

zgłoszeniem do rejestru transakcji w zakresie obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym

dostawca mocy złożył poprzez rejestr oświadczenie o planowanym spełnieniu limitu emisji

w danym roku dostaw.

W przypadku jednostki rynku mocy, która rozliczyła w danym okresie przywołania na

rynku mocy niewykonanie obowiązku mocowego poprzez realokację wielkości wykonania

obowiązku mocowego przez inną jednostkę rynku mocy, ewentualna nadwyżka wykonania

skorygowanego obowiązku mocowego powstała w wyniku realokacji nie stanowi podstawy

do wypłaty premii, o której mowa w art. 66 ust. 1.

Do umów, których przedmiotem jest obrót wtórny obowiązkiem mocowym lub realokacja

wielkości wykonania obowiązku mocowego, o których mowa w art. 48 ust. 1, przepisów ustawy z dnia 11 września 2019 r. - Prawo zamówień publicznych

(Dz. U. z 2023 r. poz. 1605 i 1720) nie stosuje się.

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 zakończeniu aukcji wstępnej operator zwraca uczestnikowi aukcji wstępnej zabezpieczenia

finansowe

1)

wniesione w odniesieniu do ofert, które nie zostały przyjęte;

2)

w zakresie nadwyżki 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

liczby jednostek fizycznych zagranicznych operator zwalnia zabezpieczenie finansowe

wniesione przed aukcją wstępną w wysokości równej iloczynowi stawki zabezpieczenia

oraz wielkości obowiązków mocowych, które dostawca mocy oferuje w danej aukcji mocy

w odniesieniu do tej jednostki rynku mocy. Pozostałą część zabezpieczenia finansowego

operator zatrzymuje.

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

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.

1.

Dostawca mocy, który w wyniku aukcji głównej zawarł umowę mocową dotyczącą nowej albo

modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, w terminie 24 miesięcy od dnia ogłoszenia

ostatecznych wyników aukcji mocy, przedstawia operatorowi dokumenty potwierdzające

1)

poniesienie nakładów inwestycyjnych w wysokości co najmniej 10% wymaganych nakładów

inwestycyjnych, obliczonych jako iloczyn mocy osiągalnej netto danej jednostki rynku

mocy i jednostkowego poziomu nakładów inwestycyjnych określonego dla danej aukcji

głównej, o którym mowa odpowiednio w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. a albo b;

2)

zawarcie umów związanych z inwestycją o łącznej wartości wynoszącej co najmniej 20%

wymaganych nakładów inwestycyjnych, obliczonych jako iloczyn mocy osiągalnej netto

danej jednostki rynku mocy i jednostkowego poziomu nakładów inwestycyjnych określonego

dla danej aukcji głównej, o którym mowa odpowiednio w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. a

albo b.

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%

obowiązku mocowego tej jednostki, przez ciągłą pracę przez okres co najmniej godziny;

2)

dokumenty potwierdzające zrealizowanie zakresu rzeczowego inwestycji odpowiadającego

nakładom finansowym, o których mowa w pkt 3 lit. a;

2a)

w przypadku nowej jednostki rynku mocy wytwórczej - wykaz punktów pomiarowych przyporządkowanych

jednostce fizycznej tworzącej daną jednostkę rynku mocy;

3)

niezależną ekspertyzę potwierdzającą

a)

poniesienie nakładów finansowych na daną jednostkę rynku mocy w wysokości nie mniejszej

niż wymagany poziom nakładów, obliczony jako iloczyn mocy osiągalnej netto danej jednostki

rynku mocy i jednostkowego poziomu nakładów finansowych określonego dla danej aukcji

głównej, o którym mowa odpowiednio w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. a albo b, 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, oraz

ba) spełnienie limitu emisji, o którym mowa odpowiednio w art. 19 ust. 2 pkt 2 lit.

ba i w ust. 3 pkt 4 lit. ba lub w art. 20 ust. 4 pkt 2 lit. b tiret drugie,

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 pomocy publicznej, o której mowa w art. 62 ust. 1, udzielonej do dnia przedstawienia

tej informacji.

3.

W przypadku, o którym mowa w art. 47 ust. 2, w odniesieniu do danej jednostki rynku

mocy, informacje, o których mowa w ust. 2, wraz z niezależną ekspertyzą, o której

mowa w ust. 2 pkt 3, obejmują okres do dnia przedstawienia tych informacji.

4.

Operator potwierdza spełnienie przez dostawcę mocy wymagań, o których mowa w ust.

1 i 2, przez wpis do rejestru.

1.

W przypadku niepotwierdzonej jednostki rynku mocy

1)

objętej umową mocową - nie później niż na miesiąc przed rozpoczęciem okresu dostaw

określonego w umowie mocowej,

2)

nieobjętej umową mocową - nie później niż na miesiąc przed rozpoczęciem ostatniego

kwartału roku dostaw określonego w certyfikacie wydanym dla tej jednostki rynku mocy

- 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 dostawcy 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 od dnia

uzyskania od operatora informacji o wyniku testu, otrzymuje potwierdzenie, o którym

mowa w ust. 4 pkt 1, mimo negatywnego wyniku testu, jeżeli dostarczył moc w wysokości

nie mniejszej niż 50% iloczynu mocy osiągalnej i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności

wskazanego w certyfikacie. Potwierdzenie określa moc osiągalną odpowiadającą rzeczywiście

wykonanemu obowiązkowi mocowemu podczas testu. W takim przypadku obowiązek mocowy

tej jednostki oraz moc osiągalną obniża się odpowiednio. Zmniejszenie wielkości obowiązku

mocowego skutkuje odpowiednio zmniejszeniem wysokości wynagrodzenia należnego dostawcy

mocy za wykonywanie obowiązku mocowego zgodnie z zawartą umową mocową.

Jednostka redukcji zapotrzebowania planowana wchodząca w skład jednostki rynku mocy

redukcji zapotrzebowania nie może zostać zastąpiona jedną lub większą liczbą jednostek

fizycznych redukcji zapotrzebowania, jeżeli spowoduje to, że jednostka rynku mocy

redukcji zapotrzebowania, w skład której wchodzą te jednostki, w okresie dostaw, nie

będzie spełniała limitu emisji.

Operator zwraca dostawcy mocy zabezpieczenie finansowe po

1)

wydaniu potwierdzenia

a)

spełnienia wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2,

b)

o którym mowa w art. 53 ust. 4 pkt 1, albo w przypadku zawarcia umowy mocowej na więcej

niż 1 rok dostaw - tego potwierdzenia i potwierdzenia spełnienia wymagań, o których

mowa w art. 52 ust. 2,

c)

o którym mowa w art. 53 ust. 5, albo w przypadku zawarcia umowy mocowej na więcej

niż 1 rok dostaw - tego potwierdzenia i potwierdzenia spełnienia wymagań, o których

mowa w art. 52 ust. 2, z uwzględnieniem, że w obu tych przypadkach operator zwraca

zabezpieczenie finansowe pomniejszone proporcjonalnie o wartość wynikającą z wyniku

testu;

2)

stwierdzeniu wygaśnięcia certyfikatu, na wniosek dostawcy mocy, zgodnie z art. 24

ust. 2 pkt 3;

3)

wygaśnięciu certyfikatu zgodnie z art. 24 ust. 2 pkt 1.

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;

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 przywołania na rynku mocy;

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)

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.

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 przywołania na rynku mocy 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 przywołania na rynku mocy 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 przywołania na rynku

mocy i trwa do jego zakończenia.

3

Dostawca mocy wykonuje obowiązek mocowy w zakresie dostarczenia mocy w okresie przywołania

na rynku mocy 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

przywołania na rynku mocy 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.

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 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.

5

Skorygowany obowiązek mocowy uznaje się za wykonany w okresie przywołania na rynku

mocy 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 w okresie przywołania na rynku mocy 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 przywołania na rynku

mocy 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 przywołania na rynku mocy większy lub równy sumie

wszystkich wielkości skorygowanego obowiązku mocowego przynależnych do wykonania przez

jednostki rynku mocy zlokalizowane w danej strefie, albo

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 przywołania na rynku mocy, publikując ostrzeżenia na swojej

stronie internetowej i dokonując wpisu w rejestrze. Ostrzeżenie publikuje się nie

później niż osiem godzin przed rozpoczęciem okresu przywołania na rynku mocy.

10

Operator może nie ogłaszać okresu przywołania na rynku mocy 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.

1.

Skorygowany obowiązek mocowy jednostki rynku mocy oblicza się na podstawie

1)

wielkości obowiązku mocowego, wynikającej z umów mocowych dotyczących tej jednostki;

2)

prognozowanego

a

zapotrzebowania na moc w systemie w okresie przywołania na rynku mocy,

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 przywołania na rynku mocy, 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

przywołania na rynku mocy 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).

4a

Przy rozliczaniu wykonania obowiązku mocowego w zakresie dostarczenia mocy w okresie

przywołania na rynku mocy lub w testowym okresie przywołania na rynku mocy przez jednostkę

rynku mocy, w której skład wchodzą wyłącznie jednostki fizyczne uczestniczące aktywnie

w bilansowaniu systemu w ramach mechanizmu centralnego bilansowania, będące magazynem

energii elektrycznej, uwzględnia się brak możliwości dostarczenia całości lub części

tej mocy do systemu, jeżeli wynikał on z poleceń zmiany grafiku pracy tej jednostki,

wydanych przez operatora.

5

Operator systemu dystrybucyjnego przekazuje operatorowi dane pomiarowe oraz inne wymagane

informacje dotyczące jednostek fizycznych na potrzeby przeprowadzania testu, weryfikacji

dokumentów i informacji, o których mowa w art. 52 ust. 2, weryfikacji wniosków, o

których mowa w art. 47a, wykonywania obowiązku mocowego, w tym testowych okresów przywołania na rynku

mocy i demonstracji, oraz na potrzeby rozliczeń. Przepis art. 9c ust. 3a ustawy z

dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne stosuje się odpowiednio.

5

Operator systemu dystrybucyjnego przekazuje operatorowi dane pomiarowe, za pośrednictwem

centralnego systemu informacji rynku energii w rozumieniu art. 3 pkt 69 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, oraz inne wymagane informacje dotyczące jednostek fizycznych na potrzeby przeprowadzania

testu, weryfikacji dokumentów i informacji, o których mowa w art. 52 ust. 2, weryfikacji

wniosków, o których mowa w art. 47a, wykonywania obowiązku mocowego, w tym testowych okresów przywołania na rynku

mocy i demonstracji, 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 należnym za dany miesiąc

wynagrodzeniu za wykonywanie obowiązku mocowego, w terminie 7 dni po zakończeniu każdego

miesiąca.

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.

2a.

Prezes URE oblicza jednostkową stawkę kary, o której mowa w ust. 1, na dany rok dostaw

i ogłasza ją w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie podmiotowej do dnia

15 grudnia roku poprzedzającego dany rok dostaw.

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.

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.

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, w których może wystąpić

okres przywołania na rynku mocy, określonych w przepisach wydanych na podstawie art.

68, i odpowiadającej danemu obowiązkowi mocowemu cenie godzinowej, wyznaczonej na

podstawie ceny danego obowiązku mocowego i liczby godzin w roku, w których może wystąpić

okres przywołania na rynku mocy, z uwzględnieniem przepisów ust. 4 i 5 oraz 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.

5.

Przepis ust. 4 stosuje się także w odniesieniu do obowiązków mocowych, które zostały

przeniesione w ramach obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym, niezależnie od liczby transakcji,

którym podlegały.

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 2022 r. poz. 311).

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.

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.

2.

Pomniejszenia wynagrodzenia, o którym mowa w ust. 1, dokonuje się proporcjonalnie

przez cały okres trwania umowy mocowej, zmniejszając cenę obowiązku mocowego, z zastrzeżeniem,

że w przypadku nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, która nie spełniła wymagań,

o których mowa w art. 52 ust. 2, przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw, za okres

trwania umowy mocowej, na potrzeby pomniejszenia wynagrodzenia, przyjmuje się okres

od dnia przedstawienia operatorowi dokumentów i informacji, o których mowa w art.

52 ust. 2.

3.

Pomniejszenie wynagrodzenia, o którym mowa w ust. 1, dokonywane jest w odniesieniu

do całego obowiązku mocowego, dla wszystkich okresów dostaw, nowej i modernizowanej

jednostki rynku mocy, którym została ona objęta w wyniku aukcji mocy.

4.

Cena obowiązku mocowego ustalona z uwzględnieniem ust. 3 ma zastosowanie także w odniesieniu

do obowiązków mocowych, które zostały przeniesione w ramach obrotu wtórnego obowiązkiem

mocowym na inną jednostkę rynku mocy, w tym jednostkę rynku mocy innego dostawcy mocy,

niezależnie od liczby transakcji, którym podlegały.

5.

Pomniejszenie wynagrodzenia, o którym mowa w ust. 1, dokonywane jest na podstawie

informacji, o której mowa w art. 52 ust. 2 pkt 4, z uwzględnieniem ust. 6.

6.

Jeżeli pomiędzy przedstawieniem informacji, o której mowa w art. 52 ust. 2 pkt 4,

a rozpoczęciem okresu dostaw dostawcy mocy została udzielona pomoc publiczna, o której

mowa w ust. 1, dostawca mocy obowiązany jest, przed rozpoczęciem okresu dostaw, do

aktualizacji informacji, o której mowa w art. 52 ust. 2 pkt 4. W przypadku dokonania

aktualizacji, o której mowa w zdaniu pierwszym, przepisy ust. 1-5 stosuje się odpowiednio.

1.

Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla jednostki rynku mocy, w skład

której wchodzi jednostka wytwórcza 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 i pokrywaniem ujemnego salda, 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 2022 r. poz. 553 oraz z 2023 r. poz. 1681), 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

1a)

zatwierdzonego wniosku o pokrycie ujemnego salda, o którym mowa w art. 93 ust. 2 pkt

3 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

1)

przyznanych za ten okres świadectw pochodzenia, o których mowa w ustawie wymienionej

w ust. 1,

1a)

ilości energii elektrycznej objętej zatwierdzonym wnioskiem o pokrycie ujemnego salda,

o którym mowa w art. 93 ust. 2 pkt 3 ustawy 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 URE o przekazanie informacji

umożliwiających weryfikację informacji, o których mowa w ust. 3.

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 lub po pozyskaniu

przez operatora danych niezbędnych do dokonania rozliczeń;

2)

jednostki fizycznej połączenia międzysystemowego - dzieli się w równych częściach

między dostawcę mocy i operatora.

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 2023 r. poz. 1570 i 1598).

1

Dostawca mocy, który w danym okresie przywołania na rynku mocy 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 przywołania na rynku mocy 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

przywołania na rynku mocy.

3.

Okresem rozliczeniowym w przypadku premii jest rok kalendarzowy.

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 mocy 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 faktury

z tytułu premii należnych mu za dany rok, odrębnie w odniesieniu do poszczególnych

jednostek rynku mocy tego dostawcy mocy, 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.

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.

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

przywołania na rynku mocy dla wybranych jednostek rynku mocy objętych obowiązkiem

mocowym. W przypadku pozytywnego wyniku testowego okresu przywołania na rynku mocy

operator pokrywa na wniosek dostawcy mocy uzasadnione koszty związane z jego wykonaniem

dla jednostki rynku mocy, przy czym wysokość rekompensaty

1)

nie może być wyższa niż równowartość tygodniowego wynagrodzenia dostawcy mocy w odniesieniu

do tej jednostki rynku mocy - w przypadku jednostki rynku mocy wytwórczej albo

2)

jest równa wartości tygodniowego wynagrodzenia dostawcy mocy w odniesieniu do tej

jednostki rynku mocy - w przypadku jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania.

6

Wynik testowego okresu przywołania na rynku mocy dla dostawcy mocy, wobec którego

operator ogłosił testowy okres przywołania na rynku mocy, jest

1)

pozytywny, jeżeli dostarczona moc przez jednostkę rynku mocy jest nie mniejsza od

pełnej wielkości obowiązku mocowego tej jednostki w testowym okresie przywołania na

rynku mocy, z uwzględnieniem art. 58 ust. 4a, albo

2)

negatywny, w przypadku innym niż określony w pkt 1.

7

Operator może ogłosić testowy okres przywołania na rynku mocy w odniesieniu do jednej

jednostki rynku mocy nie częściej niż raz na kwartał. Jeżeli wynik testowego okresu

przywołania na rynku mocy jest negatywny, operator może ogłaszać kolejne testowe okresy

przywołania na rynku mocy w tym samym kwartale, po zgłoszeniu gotowości przez dostawcę

mocy, aż do uzyskania jego pozytywnego wyniku.

8

W przypadku negatywnego wyniku testowego okresu przywołania na rynku mocy, 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 przywołania na rynku mocy 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 przywołania na

rynku mocy.

11.

Operator niezwłocznie informuje zarządcę rozliczeń o niedokonaniu przez dostawcę mocy

demonstracji lub testów, o których mowa w ust. 2 i 5.

1.

Nie później niż w terminie 90 dni kalendarzowych od zakończenia każdego roku dostaw,

dostawca mocy, w odniesieniu do każdej jednostki rynku mocy certyfikowanej na zakończony

rok dostaw, innej niż jednostka rynku mocy składająca się z jednostek fizycznych połączenia

międzysystemowego, składa do operatora oświadczenie o

1)

spełnieniu limitu emisji przez daną jednostkę rynku mocy w danym roku dostaw albo

2)

niespełnieniu limitu emisji przez daną jednostkę rynku mocy w danym roku dostaw.

2.

Oświadczenie, o którym mowa w ust. 1 pkt 1 albo 2, jest składane przez dostawcę mocy

będącego osobą fizyczną albo przez osoby reprezentujące dostawcę mocy lub działające

w jego imieniu, pod rygorem odpowiedzialności karnej za składanie fałszywych oświadczeń.

Składający oświadczenie zawiera w nim klauzulę o następującej treści: „Jestem świadomy

odpowiedzialności karnej za złożenie fałszywego oświadczenia wynikającej z art. 233 § 6 ustawy z dnia 6 czerwca 1997 r. - Kodeks karny.”. Klauzula ta zastępuje pouczenie organu o odpowiedzialności karnej za składanie

fałszywych oświadczeń.

3.

Do oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, dostawca mocy, w odniesieniu do jednostki

rynku mocy obejmującej co najmniej jedną jednostkę wytwórczą, w której wykorzystywane

jest więcej niż jedno paliwo, termicznie przekształcane są odpady lub wychwytywany

i przenoszony jest dwutlenek węgla, załącza potwierdzenie zgodności ze stanem faktycznym

informacji zawartych w tym oświadczeniu wystawione przez podmiot akredytowany w zakresie,

o którym mowa w pkt 1a lub 1b załącznika I do rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2018/2067 z

dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie weryfikacji danych oraz akredytacji weryfikatorów

na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady

(Dz. Urz. UE L 334 z 31.12.2018, str. 94, z późn. zm.)

4.

Dostawca mocy, w odniesieniu do jednostki rynku mocy innej niż wskazana w ust. 3,

może załączyć do oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, potwierdzenie zgodności

ze stanem faktycznym informacji zawartych w tym oświadczeniu wystawione przez podmiot

akredytowany w zakresie, o którym mowa w pkt 1a lub 1b załącznika I do rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2018/2067 z

dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie weryfikacji danych oraz akredytacji weryfikatorów

na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady.

5.

Niezłożenie oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, w terminie określonym w ust.

1 lub złożenie oświadczenia niezgodnie z wymaganiami określonymi w regulaminie rynku

mocy, o którym mowa w art. 83, jest równoznaczne ze złożeniem oświadczenia, o którym

mowa w ust. 1 pkt 2.

6.

Operator może wezwać dostawcę mocy do przedstawienia wyjaśnień dotyczących złożonych

oświadczeń, o których mowa w ust. 1, w trybie i terminie określonych w regulaminie

rynku mocy, o którym mowa w art. 83.

7.

W ramach wezwania, o którym mowa w ust. 6, operator może wezwać dostawcę mocy do załączenia

potwierdzenia, o którym mowa w ust. 3 lub 4.

8.

W przypadku złożenia oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 2, dostawca mocy, w

odniesieniu do danej jednostki rynku mocy

1)

zwraca wypłaconą premię należną za rok dostaw, którego dotyczyło oświadczenie - jeżeli

premia została wypłacona;

2)

nie otrzymuje premii za rok dostaw, którego dotyczyło oświadczenie - jeżeli premia

nie została wypłacona;

3)

zwraca wypłacone wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego w roku dostaw, którego

dotyczyło oświadczenie - w zakresie wynagrodzenia, które zostało wypłacone;

4)

nie otrzymuje wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego w roku dostaw, którego

dotyczyło oświadczenie - w zakresie wynagrodzenia, które nie zostało wypłacone.

9.

Przepisów ust. 8 pkt 3 i 4 nie stosuje się w odniesieniu do wynagrodzenia należnego

za wykonywanie obowiązku mocowego, który powstał nie później niż w dniu 31 grudnia

2019 r. w wyniku aukcji mocy, również w przypadku, gdy ten obowiązek mocowy, w całości

lub w części, został przeniesiony na inną jednostkę rynku mocy w wyniku transakcji

na rynku wtórnym, niezależnie od liczby transakcji, którym podlegał.

10.

Środki finansowe pozyskane w przypadkach, o których mowa w ust. 8 pkt 1 i 2, przeznacza

się na powiększenie puli premii, która będzie wypłacona za kolejny rok dostaw.

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 przywołania na rynku mocy oraz przypadki, w których operator

może nie ogłaszać okresu przywołania na rynku mocy mimo obniżenia się nadwyżki mocy

dostępnej w procesach planowania dobowego pracy systemu poniżej wartości wymaganej;

3

dni i godziny, w których może wystąpić okres przywołania na rynku mocy;

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.

3.

Standard bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, o którym

mowa w ust. 2 pkt 1, stanowi normę niezawodności, o której mowa w art. 25 ust. 2 rozporządzenia

2019/943.

1.

Operator pobiera opłatę na wypłatę wynagrodzenia za wykonywanie obowiązków mocowych,

odpowiadającą kosztom zakupionego obowiązku mocowego oraz uzasadnionym kosztom, o

których mowa w art. 77 ust. 4 i 9, zwaną dalej „opłatą mocową”.

2.

Operator pobiera opłatę mocową od

1)

odbiorcy końcowego przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej;

1a

odbiorcy końcowego przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej elektroenergetycznej,

do którego energia elektryczna jest dostarczana za pośrednictwem linii bezpośredniej;

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;

5)

przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie magazynowania

energii elektrycznej, przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej.

3.

Płatnik opłaty mocowej pobiera opłatę mocową od przyłączonych bezpośrednio do jego

sieci dystrybucyjnej

1)

odbiorcy końcowego;

1a

odbiorcy końcowego, przyłączonego bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej,

do którego energia elektryczna jest dostarczana za pośrednictwem linii bezpośredniej;

2)

przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania

lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty mocowej;

3)

przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną;

4)

przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie magazynowania

energii elektrycznej.

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;

2a)

przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie magazynowania

energii elektrycznej;

3)

przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania

lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty mocowej.

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.

5a.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie magazynowania

energii elektrycznej 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.

5b

Przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię elektryczną pobiera opłatę mocową

od przyłączonych do urządzeń, instalacji lub sieci tego przedsiębiorstwa za pośrednictwem

linii bezpośredniej

1)

wydzielonego odbiorcy w rozumieniu art. 3 pkt 11fb ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;

2)

przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie obrotu

w celu bezpośredniego dostarczenia energii elektrycznej do jego własnych obiektów,

podmiotów od niego zależnych i odbiorców końcowych.

6.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania,

magazynowania, przesyłania lub dystrybucji 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, magazynowania, 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.

9

Odbiorca końcowy przyłączony jednocześnie

1)

do sieci operatora, płatnika opłaty mocowej lub przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego

działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii

elektrycznej oraz

2)

do wydzielonej jednostki wytwórczej w rozumieniu art. 3 pkt 11fa ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne linią bezpośrednią lub do urządzeń lub instalacji przedsiębiorstwa energetycznego

wykonującego działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną, które

linią bezpośrednią realizuje dostawy energii elektrycznej w celu bezpośredniego dostarczenia

energii do jego własnych obiektów, podmiotów od niego zależnych i odbiorców końcowych

- wnosi opłatę mocową za energię elektryczną pobraną linią bezpośrednią, do podmiotów,

o których mowa w pkt 1, bezpośrednio lub przez przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące

działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną.

Stawkę opłaty mocowej dla odbiorców końcowych ustala się jako stawkę stosowaną do

wolumenu energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby, wyrażoną

w złotych za kWh energii elektrycznej.

Stawkę opłaty mocowej dla odbiorców końcowych ustala się jako stawkę stosowaną do

wolumenu energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią bezpośrednią w wybranych godzinach doby, wyrażoną w złotych

za kWh energii elektrycznej.

1.

Na potrzeby obliczenia wysokości opłaty mocowej należnej od odbiorców końcowych, w

zależności od wielkości różnicy średniego zużycia energii elektrycznej w godzinach,

o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w okresie kwalifikacji, i średniego zużycia

energii elektrycznej w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74 ust.

4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych

od pracy, w okresie kwalifikacji, wyróżnia się następujące grupy odbiorców końcowych

1)

odbiorca końcowy K1 - w przypadku gdy wielkość różnicy wynosi mniej niż 5%;

2)

odbiorca końcowy K2 - w przypadku gdy wielkość różnicy wynosi nie mniej niż 5% i mniej

niż 10%;

3)

odbiorca końcowy K3 - w przypadku gdy wielkość różnicy wynosi nie mniej niż 10% i

mniej niż 15%;

4

odbiorca końcowy K4 - w przypadku gdy wielkość różnicy wynosi nie mniej niż 15% albo

gdy wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej w godzinach innych niż

godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku,

z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie kwalifikacji, wynosi 0,000

MWh.

4

odbiorca końcowy K4 - w przypadku gdy wielkość różnicy wynosi nie mniej niż 15% albo

gdy wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią bezpośrednią, i zużytej w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w

dni robocze od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy,

w okresie kwalifikacji, wynosi 0,000 MWh.

2

Różnicę średniego zużycia energii elektrycznej w godzinach, o których mowa w art.

74 ust. 4 pkt 2, w okresie kwalifikacji, i średniego zużycia energii elektrycznej

w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze

od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie

kwalifikacji, oblicza się zgodnie z wzorem

\(

\Delta s = \left( {{{{{\sum\nolimits_{n = 1}^{n = N} {Z_{S_n } } } \over N}} \over

{{{\sum\nolimits_{m = 1}^{m = M} {Z_{PS_m } } } \over M}}} - 1} \right) \cdot 100\%

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

∆s - różnicę średniego zużycia energii elektrycznej w godzinach, o których mowa w

art. 74 ust. 4 pkt 2, w okresie kwalifikacji, i średniego zużycia energii elektrycznej

w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze

od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie

kwalifikacji,

n - godzinę przypadającą na godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w okresie

kwalifikacji,

N - liczbę godzin przypadającą na godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2,

w okresie kwalifikacji,

m - godzinę przypadającą w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74

ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo

wolnych od pracy, w okresie kwalifikacji,

M - liczbę godzin przypadających w godzinach innych niż godziny, o których mowa w

art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo

wolnych od pracy, w okresie kwalifikacji,

ZSn - wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorcę końcowego

w godzinie n, wyrażony w MWh, z dokładnością do trzech miejsc po przecinku,

ZPSm - wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorcę końcowego

w godzinie m, wyrażony w MWh, z dokładnością do trzech miejsc po przecinku.

2

Różnicę średniego zużycia energii elektrycznej w godzinach, o których mowa w art.

74 ust. 4 pkt 2, w okresie kwalifikacji, i średniego zużycia energii elektrycznej

w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze

od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie

kwalifikacji, oblicza się zgodnie z wzorem

\(

\Delta s = \left( {{{{{\sum\nolimits_{n = 1}^{n = N} {Z_{S_n } } } \over N}} \over

{{{\sum\nolimits_{m = 1}^{m = M} {Z_{PS_m } } } \over M}}} - 1} \right) \cdot 100\%

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

∆s - różnicę średniego zużycia energii elektrycznej w godzinach, o których mowa w

art. 74 ust. 4 pkt 2, w okresie kwalifikacji, i średniego zużycia energii elektrycznej

w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze

od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie

kwalifikacji,

n - godzinę przypadającą na godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w okresie

kwalifikacji,

N - liczbę godzin przypadającą na godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2,

w okresie kwalifikacji,

m - godzinę przypadającą w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74

ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo

wolnych od pracy, w okresie kwalifikacji,

M - liczbę godzin przypadających w godzinach innych niż godziny, o których mowa w

art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo

wolnych od pracy, w okresie kwalifikacji,

ZSn - wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią bezpośrednią,

i zużytej przez odbiorcę końcowego w godzinie n, wyrażony w MWh, z dokładnością do

trzech miejsc po przecinku,

ZPSm - wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią bezpośrednią,

i zużytej przez odbiorcę końcowego w godzinie m, wyrażony w MWh, z dokładnością do

trzech miejsc po przecinku.

3.

Za okres kwalifikacji, o którym mowa w ust. 1 i 2, uznaje się 24 godziny od godziny

0.00 do godziny 23.59 włącznie.

4

Wysokość opłaty mocowej pobieranej od odbiorców końcowych oblicza się zgodnie z wzorem

WOM = A · ZK · SOM

gdzie poszczególne symbole oznaczają

WOM - wysokość opłaty mocowej pobieranej od odbiorców końcowych, wyrażoną w zł, z dokładnością

do dwóch miejsc po przecinku,

A - współczynnik, o którym mowa w ust. 5,

ZK - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej, w okresie kwalifikacji,

przez odbiorcę końcowego w godzinach przypadających na godziny, o których mowa w art.

74 ust. 4 pkt 2, wyrażoną w MWh, z dokładnością do trzech miejsc po przecinku,

SOM - stawkę opłaty mocowej, o której mowa w art. 74 ust. 11.

4

Wysokość opłaty mocowej pobieranej od odbiorców końcowych oblicza się zgodnie z wzorem

WOM = A · ZK · SOM

gdzie poszczególne symbole oznaczają

WOM - wysokość opłaty mocowej pobieranej od odbiorców końcowych, wyrażoną w zł, z

dokładnością do dwóch miejsc po przecinku,

A - współczynnik, o którym mowa w ust. 5,

ZK - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią bezpośrednią,

i zużytej, w okresie kwalifikacji, przez odbiorcę końcowego w godzinach przypadających

na godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, wyrażoną w MWh, z dokładnością

do trzech miejsc po przecinku,

SOM - stawkę opłaty mocowej, o której mowa w art. 74 ust. 11.

5.

Współczynnik A wynosi

1)

0,17 dla odbiorców końcowych K1 (AK1);

2)

0,50 dla odbiorców końcowych K2 (AK2);

3)

0,83 dla odbiorców końcowych K3 (AK3);

4)

1 dla odbiorców końcowych K4.

1.

Podział odbiorców końcowych na grupy, o których mowa w art. 70a ust. 1, dokonywany

jest odrębnie dla każdego

1)

punktu pomiarowego danego odbiorcy końcowego albo

2)

niebędącego punktem pomiarowym miejsca w urządzeniu, instalacji lub sieci, w którym

dokonuje się pomiaru lub wyznaczenia ilości energii elektrycznej, w odniesieniu do

której naliczana jest opłata mocowa na podstawie art. 69 ust. 5, z uwzględnieniem

ust. 2.

2.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania,

dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej, na wniosek odbiorcy końcowego, dokonuje

połączenia punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2.

3.

W przypadku połączenia punktów zgodnie z ust. 2, kwalifikacji do grup, o których mowa

w art. 70a ust. 1, dokonuje się na podstawie sumy poboru energii elektrycznej we wszystkich

połączonych punktach.

4.

Wniosek, o którym mowa w ust. 2, może dotyczyć wyłącznie punktów, o których mowa w

ust. 1 pkt 1 lub 2

1)

połączonych ze sobą z wykorzystaniem sieci lub instalacji danego odbiorcy końcowego,

bez wykorzystania sieci innych przedsiębiorstw energetycznych, oraz

2)

w sieci danego przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą

w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej, do którego

urządzeń, instalacji lub sieci odbiorca końcowy jest bezpośrednio przyłączony.

5.

W przypadku punktów pomiarowych w sieci dystrybucyjnej objętych umową kompleksową,

o której mowa w art. 5 ust. 3 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, wniosek, o którym mowa w ust. 2, może dotyczyć wyłącznie punktów pomiarowych wskazanych

w umowie kompleksowej zawartej z jednym sprzedawcą energii elektrycznej.

6.

W przypadku zlokalizowania punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, jednego odbiorcy

końcowego w sieciach więcej niż jednego przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego

działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii

elektrycznej, do którego urządzeń, instalacji lub sieci odbiorca końcowy jest bezpośrednio

przyłączony, odbiorca końcowy może złożyć wniosek, o którym mowa w ust. 2, do każdego

z przedsiębiorstw.

7.

Wniosek, o którym mowa w ust. 2, zawiera

1)

nazwę i adres odbiorcy końcowego;

2)

numer w rejestrze przedsiębiorców w Krajowym Rejestrze Sądowym, numer identyfikacji

podatkowej (NIP) lub numer PESEL - w przypadku odbiorcy końcowego będącego osobą fizyczną;

3)

wykaz punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, połączonych ze sobą z wykorzystaniem

sieci lub instalacji odbiorcy końcowego, bez wykorzystania sieci innych przedsiębiorstw

energetycznych.

8.

Do wniosku, o którym mowa w ust. 2, dołącza się oświadczenie o spełnieniu warunku,

o którym mowa w ust. 4 pkt 1 i 2, o następującej treści: „Oświadczam, że znane mi

są i spełniam warunki określone w art. 70b ust. 4 pkt 1 i 2 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy.”.

9.

Wniosek, o którym mowa w ust. 2, może być złożony w formie pisemnej lub drogą elektroniczną

za pomocą systemu teleinformatycznego, w którym uwierzytelnienie użytkownika nastąpiło

przy użyciu profilu zaufanego, profilu osobistego lub innego środka identyfikacji

elektronicznej wydanego w systemie identyfikacji elektronicznej przyłączonym do węzła

krajowego identyfikacji elektronicznej, o którym mowa w art. 21a ust. 1 pkt 2 lit. a ustawy z dnia 5 września 2016 r. o usługach zaufania

oraz identyfikacji elektronicznej

(Dz. U. z 2021 r. poz. 1797 oraz z 2023 r. poz. 1234), adekwatnie do poziomu bezpieczeństwa środka identyfikacji elektronicznej wymaganego

dla usług świadczonych w tym systemie, danych weryfikowanych za pomocą kwalifikowanego

certyfikatu podpisu elektronicznego, jeżeli te dane pozwalają na identyfikację i uwierzytelnienie

wymagane w celu realizacji usługi online, albo innych technologii, jeżeli zostaną

udostępnione w tym systemie.

10.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania,

dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej rozpatruje wniosek, o którym mowa

w ust. 2, w terminie 30 dni od dnia otrzymania kompletnego i prawidłowo złożonego

wniosku.

11.

W przypadku gdy wniosek, o którym mowa w ust. 2, zawiera błędne informacje lub nie

zawiera wszystkich informacji, o których mowa w ust. 7, lub oświadczenia, o którym

mowa w ust. 8, przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w

zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej niezwłocznie

wzywa odbiorcę końcowego do uzupełnienia wniosku w terminie 14 dni od dnia doręczenia

wezwania. Przepis ust. 9 stosuje się odpowiednio.

12.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania,

dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej może odmówić połączenia punktów,

o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, w przypadku gdy wniosek, o którym mowa w ust.

2, nie został uzupełniony w terminie, o którym mowa w ust. 11.

13.

Połączenia punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, zgodnie z ust. 2, dokonuje

się z dniem następującym po dniu doręczenia kompletnego wniosku. Punkty, o których

mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, połączone zgodnie z ust. 2, wyszczególnia się odpowiednio

w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, o której mowa w art. 5 ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, umowie kompleksowej, o której mowa w art. 5 ust. 3 tej ustawy, lub, wyłącznie w

przypadku punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 2, umowie sprzedaży energii elektrycznej,

o której mowa w art. 5 ust. 1 tej ustawy.

(uchylony)

(uchylony)

(uchylony)

1.

Całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw, na potrzeby kalkulacji stawek opłaty

mocowej, oblicza się zgodnie ze wzorem

KC = KAG + KAD + KR - B,

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,

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 końcowych, przy czym dla okresów przypadających przed

dniem 1 stycznia 2028 r. - wyłącznie na potrzeby obliczania opłaty mocowej należnej

od odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 2.

5.

Prezes URE może ustalić różne stawki opłaty mocowej na poszczególne kwartały roku

dostaw dla odbiorców końcowych, uwzględniając sezonową zmienność zapotrzebowania na

moc w systemie, przy czym dla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r.

stawki takie mogą zostać ustalone wyłącznie dla odbiorców końcowych, o których mowa

w art. 89a ust. 1 pkt 2.

6.

(uchylony)

7.

(uchylony)

8.

(uchylony)

9.

(uchylony)

10.

Koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych jest równy kosztowi całkowitemu rynku mocy,

o którym mowa w ust. 1.

11

Stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych Prezes URE kalkuluje, uwzględniając

koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych 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. 70a i art. 89a, zgodnie z wzorem

\(

S_{OM} = {{K_P } \over {A_{K1} \cdot Z_{K1} + A_{K2} \cdot Z_{K2} + A_{K3} \cdot

Z_{K3} + Z_{K4} }}

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

SOM - stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych,

KP - koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych, odpowiednio dla roku lub kwartału,

AK1 - współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K1,

ZK1 - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych

K1 w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2,

AK2 - współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K2,

ZK2 - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych

K2 w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2,

AK3 - współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K3,

ZK3 - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych

K3 w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2,

ZK4 - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych

K4 w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2.

11

Stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych Prezes URE kalkuluje, uwzględniając

koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych oraz ilości energii elektrycznej pobranej

z sieci lub dostarczonej linią bezpośrednią, i zużytej przez tych odbiorców w wybranych godzinach doby, o których mowa w ust. 4

pkt 2, z uwzględnieniem art. 70a i art. 89a, zgodnie z wzorem

\(

S_{OM} = {{K_P } \over {A_{K1} \cdot Z_{K1} + A_{K2} \cdot Z_{K2} + A_{K3} \cdot

Z_{K3} + Z_{K4} }}

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

SOM - stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych,

KP - koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych, odpowiednio dla roku lub kwartału,

AK1 - współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K1,

ZK1 - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią bezpośrednią,

i zużytej przez odbiorców końcowych K1 w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2,

AK2 - współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K2,

ZK2 - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią bezpośrednią,

i zużytej przez odbiorców końcowych K2 w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2,

AK3 - współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K3,

ZK3 - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią bezpośrednią,

i zużytej przez odbiorców końcowych K3 w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2,

ZK4 - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią bezpośrednią,

i zużytej przez odbiorców końcowych K4 w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2.

12

Ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 11 i w art. 89b ust. 2, pobranej

z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych K1-K4, w godzinach, o których mowa w ust.

4 pkt 2, wyznacza się na podstawie danych dotyczących roku poprzedzającego rok ustalania

stawek opłaty mocowej przy uwzględnieniu zasad podziału odbiorców końcowych na grupy

K1-K4, które będą obowiązywały w roku, dla którego wyznaczane są stawki opłaty mocowej.

12

Ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 11 i w art. 89b ust. 2, pobranej

z sieci lub dostarczonej linią bezpośrednią, i zużytej przez odbiorców końcowych K1-K4,

w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2, wyznacza się na podstawie danych dotyczących

roku poprzedzającego rok ustalania stawek opłaty mocowej przy uwzględnieniu zasad

podziału odbiorców końcowych na grupy K1-K4, które będą obowiązywały w roku, dla którego

wyznaczane są stawki opłaty mocowej.

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 art. 16 ust. 2 ustawy z dnia 15 lutego 1992 r. o podatku dochodowym od osób prawnych

(Dz. U. z 2022 r. poz. 2587, z późn. zm.;

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)

(uchylony)

2

ilości energii elektrycznej pobranej z sieci przez odbiorców końcowych, w wybranych

godzinach doby, z uwzględnieniem podziału na grupy odbiorców końcowych K1-K4, o których

mowa w art. 70a ust. 1,

2

ilości energii elektrycznej pobranej z sieci przez odbiorców końcowych lub dostarczonej

linią bezpośrednią odbiorcom końcowym, w wybranych godzinach doby, z uwzględnieniem

podziału na grupy odbiorców końcowych K1-K4, o których mowa w art. 70a ust. 1,

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 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.

8.

Operator i płatnik opłaty mocowej przedstawiają Prezesowi URE informacje o ilościach

energii elektrycznej, o których mowa w art. 74 ust. 12, zgodnie z przepisami wydanymi

na podstawie art. 76.

Minister właściwy do spraw energii określi, w drodze rozporządzenia, szczegółowy sposób

pobierania opłaty mocowej, w tym

1)

terminy i sposób przekazywania operatorowi środków z tytułu opłaty mocowej,

2)

zakres i termin przekazywania operatorowi i płatnikowi opłaty mocowej informacji,

w tym informacji o sumie należnych opłat mocowych,

3)

okresy rozliczeniowe pomiędzy odpowiednio operatorem, płatnikami opłaty mocowej i

innymi podmiotami obowiązanymi do wnoszenia opłaty mocowej,

4)

sposób wyznaczania godzin doby przypadających na szczytowe zapotrzebowanie na moc

w systemie na potrzeby obliczania opłaty mocowej należnej od odbiorców końcowych,

z wyłączeniem odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1,

5

zakres i termin przekazywania Prezesowi URE informacji niezbędnych do kalkulacji stawek

opłaty mocowej

5

zakres, sposób i termin przekazywania Prezesowi URE, za pośrednictwem operatora i

płatników opłaty mocowej, informacji niezbędnych do kalkulacji stawek opłaty mocowej

- biorąc pod uwagę zapewnienie sprawnego pozyskiwania środków z opłaty mocowej oraz

zachęcanie odbiorców końcowych do racjonalnego wykorzystywania mocy elektrycznej w

ciągu doby.

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, środki pozyskane na podstawie

art. 67a ust. 8, 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 prowadzony dla zarządcy rozliczeń, 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.

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 2023 r. poz. 1610 i 1615) oraz ustawy z dnia 9 września 2000 r. o podatku od czynności cywilnoprawnych

(Dz. U. z 2023 r. poz. 170, 1463 i 1723) 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. 19 ust. 2 i 3 rozporządzenia 2019/943

oraz na pokrycie kosztów operatora systemu przesyłowego bezpośrednio połączonego z

systemem, 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.

9

Uzasadnione koszty związane z wykonaniem testowego okresu przywołania na rynku mocy

pokrywane przez operatora zgodnie z art. 67 ust. 5, a także odsetki wypłacane dostawcom

mocy i uczestnikom aukcji wstępnej, są pokrywane ze środków z opłaty mocowej.

1.

Środki uzyskane z opłaty mocowej, w tym wynagrodzenie zarządcy rozliczeń, o którym

mowa w art. 77 ust. 4, oraz odsetki od środków pochodzących z opłaty mocowej, zgromadzonych

na rachunku opłaty mocowej, 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 oraz

wydatki i koszty zarządcy rozliczeń finansowane ze środków opłaty mocowej 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.

Na potrzeby przygotowania sprawozdania o udzielonej pomocy publicznej innej niż pomoc

publiczna w rolnictwie lub rybołówstwie, o którym mowa w art. 32 ust. 1 ustawy z dnia 30 kwietnia 2004 r. o postępowaniu w sprawach dotyczących

pomocy publicznej, przyjmuje się, że dniem udzielenia dostawcom mocy pomocy publicznej jest dzień przekazania

pisemnej dyspozycji, o której mowa w art. 61 ust. 3.

Jeżeli Sąd lub Trybunał Sprawiedliwości Unii Europejskiej stwierdzi nieważność decyzji

Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w art. 60 ust. 1

z rynkiem wewnętrznym w przypadku, o którym mowa w art. 24a ust. 9 ustawy z dnia 30 kwietnia 2004 r. o postępowaniu w sprawach dotyczących

pomocy publicznej, środki pozostałe na rachunku, o którym mowa w art. 24a ust. 5 tej ustawy, przekazywane

są na rachunek opłaty mocowej.

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 przywołania na rynku mocy,

6)

aukcji wstępnej,

7)

odmowy uwzględnienia wniosku, o którym mowa w art. 70b ust. 2

- rozstrzyga na wniosek strony, Prezes URE, w drodze decyzji.

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.

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 2023 r. poz. 1550, 1429, 1606, 1615 i 1667) o postępowaniu w sprawach z zakresu regulacji energetyki.

Operator opracowuje regulamin rynku mocy określający szczegółowe warunki współpracy

uczestników rynku mocy.

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;

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 przywołania na rynku mocy,

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 przywołania na rynku mocy;

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;

10)

szczegółowe warunki i sposób prowadzenia aukcji wstępnych oraz warunki aukcji;

11)

warunki i zasady zgłaszania do rejestru jednostek fizycznych zagranicznych;

12)

tryb składania i rozpatrywania wniosków, o których mowa w art. 47a;

13)

sposób i tryb składania oraz weryfikacji oświadczeń, o których mowa w art. 67a;

14)

procedurę aktualizacji harmonogramu rzeczowo-finansowego inwestycji;

15)

sposób i tryb naliczania i wypłaty wynagrodzenia w przypadku naliczania kar zgodnie

z art. 47 ust. 2, po przedstawieniu informacji, o których mowa w art. 52 ust. 2;

16)

sposób i tryb uwzględniania poleceń operatora, o których mowa w art. 58 ust. 4a.

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.

7.

W przypadku zmiany regulaminu rynku mocy przepisy ust. 1-6 stosuje się odpowiednio.

1.

Karze pieniężnej podlega ten, kto

1

nie wykonuje obowiązku, o którym mowa w art. 11;

1)

(uchylony)

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;

4)

(uchylony)

5)

nie przekazuje w terminie dokumentów lub informacji, o których mowa w art. 5;

6)

składając oświadczenie, o którym mowa w art. 67a ust. 1, przekazuje dane nieprawdziwe

lub niepełne.

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;

16

naruszenia zasad ogłaszania okresu przywołania na rynku mocy, 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 pomiarowych, o których mowa w art. 58 ust. 5, lub

informacji, o której mowa w art. 75 ust. 6 lub w art. 89d.

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.

11

Karę pieniężną, o której mowa w ust. 1-3, uiszcza się na rachunek Urzędu Regulacji

Energetyki.

(pominięte)

1.

Dla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r. stawki opłaty mocowej ustala

się odrębnie w odniesieniu do odbiorców końcowych

1)

rozliczanych w sposób ryczałtowy - jako stawkę miesięczną, zależną od rocznego zużycia

energii elektrycznej, płatną za punkt poboru energii elektrycznej rozumiany jako punkt

w sieci elektroenergetycznej, w którym mierzony lub wyznaczany jest pobór energii

elektrycznej, określony w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej

lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej, o których mowa w art. 5 ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, lub w umowie kompleksowej, o której mowa w art. 5 ust. 3 tej ustawy;

2)

innych niż określeni w pkt 1 - jako stawkę stosowaną do wolumenu energii elektrycznej

pobranej z sieci w wybranych godzinach doby, wyrażoną w złotych za kWh energii elektrycznej.

2.

Za odbiorców końcowych rozliczanych w sposób ryczałtowy, o których mowa w ust. 1 pkt

1, uznaje się odbiorców końcowych

1)

pobierających energię elektryczną w punktach poboru energii o napięciu znamionowym

nie wyższym niż 1 kV, zużywających energię elektryczną na potrzeby

a)

gospodarstw domowych,

b)

pomieszczeń gospodarczych związanych z prowadzeniem gospodarstw domowych, o ile nie

jest w nich wykonywana działalność gospodarcza,

c)

lokali o charakterze zbiorowego mieszkania, o ile nie jest w nich wykonywana działalność

gospodarcza,

d)

mieszkań rotacyjnych, mieszkań pracowników placówek dyplomatycznych i pracowników

zagranicznych przedstawicielstw,

e)

domów letniskowych, domów kempingowych i altan w ogródkach działkowych, w których

nie jest wykonywana działalność gospodarcza, oraz w przypadkach wspólnego pomiaru

- administracji ogródków działkowych,

f)

oświetlenia w budynkach mieszkalnych,

g)

zasilania dźwigów w budynkach mieszkalnych,

h)

węzłów cieplnych i hydroforni, będących w zarządzie administracji domów mieszkalnych,

i)

garaży, w których nie jest wykonywana działalność gospodarcza;

2)

zaliczonych przez przedsiębiorstwo energetyczne do odrębnej grupy taryfowej utworzonej

zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 46 ust. 3 i 4 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne dla odbiorców przyłączonych do sieci, niezależnie od poziomu napięcia znamionowego

sieci, których instalacje, za zgodą tego przedsiębiorstwa, nie są wyposażone w układy

pomiarowo-rozliczeniowe, celem zasilania, w szczególności silników syren alarmowych,

stacji ochrony katodowej gazociągów oraz oświetlania reklam, a także w przypadku krótkotrwałego

poboru energii elektrycznej trwającego nie dłużej niż rok;

3)

innych niż wymienieni w pkt 1 i 2, zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym

niż 1 kV i o mocy umownej nie większej niż 16 kW.

3.

Na potrzeby przypisania odbiorcy końcowego, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, do właściwej

wysokości stawki opłaty mocowej, zgodnie z art. 89b ust. 3, kwalifikacja odbywa się

na podstawie ilości energii elektrycznej zużytej przez tego odbiorcę końcowego w okresie

jednego roku kończącego się z dniem ostatniego dokonanego odczytu. W przypadku odbiorcy

końcowego, który zużywał energię elektryczną w okresie krótszym niż jeden rok, odbiorcę

końcowego kwalifikuje się do danego przedziału zużycia, przyjmując całkowitą ilość

zużytej energii do dnia dokonania ostatniego odczytu.

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 końcowych oraz ilości

energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby przez odbiorców końcowych,

o których mowa w ust. 1 pkt 2.

1.

Dla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r. Prezes URE oblicza, na podstawie

danych z roku poprzedzającego rok ustalania stawek opłaty mocowej, koszt rynku mocy

dla grupy odbiorców końcowych, o której mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, zgodnie z wzorem

\(

K_{GD} = {{Z_{GD} } \over {Z_K - R}} \cdot K_C

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

KGD - koszt rynku mocy dla grupy odbiorców końcowych, o której mowa w art. 89a ust. 1

pkt 1,

ZGD - roczne zużycie energii elektrycznej w systemie przez odbiorców końcowych, o których

mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1,

ZK - roczne zużycie energii elektrycznej w systemie przez odbiorców końcowych,

R - wolumen energii elektrycznej, o którym mowa w ust. 2,

KC- całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw.

2.

Wolumen energii elektrycznej wynikający z podziału odbiorców końcowych, o którym mowa

w art. 70a ust. 1, w danym roku lub w danym kwartale roku dostaw, o którym mowa w

art. 74 ust. 5, oblicza się zgodnie z wzorem

R = (1 − AK1) · ZK1 + (1 − AK2) · ZK2 + (1 − AK3) · ZK3

gdzie poszczególne symbole oznaczają

AK1- współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K1,

ZK1- ilość energii elektrycznej pobrana z sieci i zużyta przez odbiorców końcowych K1

w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2,

AK2- współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K2,

ZK2- ilość energii elektrycznej pobrana z sieci i zużyta przez odbiorców końcowych K2

w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2,

AK3- współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K3,

ZK3- ilość energii elektrycznej pobrana z sieci i zużyta przez odbiorców końcowych K3

w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2.

3.

Stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt

1, Prezes URE kalkuluje odrębnie w odniesieniu do odbiorców końcowych, 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.

4.

W celu wyznaczenia odrębnych stawek opłaty mocowej dla odbiorców końcowych, o których

mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, Prezes URE wyznacza stawkę bazową, zgodnie z wzorem

\(

S = {{K_{GD} } \over {0,25 \cdot a + 0,6 \cdot b + c + 1,4 \cdot d}}

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

S - stawkę bazową,

KGD - koszt rynku mocy dla grupy odbiorców końcowych, o której mowa w art. 89a ust. 1

pkt 1,

a - liczbę odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, zużywających

rocznie poniżej 500 kWh energii elektrycznej,

b - liczbę odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, zużywających

rocznie od 500 kWh do 1200 kWh energii elektrycznej,

c - liczbę odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, zużywających

rocznie powyżej 1200 kWh do 2800 kWh energii elektrycznej,

d - liczbę odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, zużywających

rocznie powyżej 2800 kWh energii elektrycznej.

5.

Stawki opłaty mocowej dla poszczególnych grup odbiorców końcowych, o których mowa

w ust. 3, wynoszą

1)

0,25 × S/12 na miesiąc - w odniesieniu do odbiorców końcowych, o których mowa w ust.

3 pkt 1;

2)

0,6 × S/12 na miesiąc - w odniesieniu do odbiorców końcowych, o których mowa w ust.

3 pkt 2;

3)

1 × S/12 na miesiąc - w odniesieniu do odbiorców końcowych, o których mowa w ust.

3 pkt 3;

4)

1,4 × S/12 na miesiąc - w odniesieniu do odbiorców końcowych, o których mowa w ust.

3 pkt 4.

Dla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r. koszt rynku mocy, o którym

mowa w art. 74 ust. 10, dla odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1

pkt 2, Prezes URE oblicza zgodnie z wzorem

KP = KC- KGD

gdzie poszczególne symbole oznaczają

KP - koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt

2,

KC - całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw,

KGD - koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt

1.

Dla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r. operator i płatnik opłaty

mocowej sporządzają i przedstawiają Prezesowi URE pisemne informacje za każdy kwartał

pobierania opłaty mocowej, zawierające dane dotyczące liczby punktów poboru energii

elektrycznej, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, wraz z odpowiadającymi im przedziałami

rocznego zużycia energii elektrycznej w terminie miesiąca następującego po upływie

kwartału, za który jest sporządzana informacja.

1.

Za okres kwalifikacji, o którym mowa w art. 70a ust. 1 i 2, przyjmuje się w latach

1)

2021-2022 - miesiąc kalendarzowy;

2)

2023-2024 - dekadę.

2.

Za dekadę, o której mowa w ust. 1 pkt 2, uznaje się 10 kolejnych dni kalendarzowych.

3.

W przypadku miesięcy kalendarzowych, które liczą 31 dni, ostatnia dekada w miesiącu

wynosi 11 kolejnych dni kalendarzowych.

4.

W przypadku miesiąca kalendarzowego, który liczy 28 lub 29 dni, ostatnia dekada w

takim miesiącu wynosi odpowiednio 8 lub 9 kolejnych dni kalendarzowych.

W zakresie nieuregulowanym w niniejszym dziale, dla okresów przypadających przed dniem

1 stycznia 2028 r., do opłaty mocowej należnej od odbiorców końcowych, o których mowa

w art. 89a ust. 1 pkt 2, stosuje się odpowiednio przepisy działu III rozdziału 3.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Prezes URE ogłasza wykaz, o którym mowa w art. 16 ust. 3, nie później niż 2 tygodnie

przed rozpoczęciem pierwszej certyfikacji ogólnej.

1.

Opłatę mocową pobiera się od dnia 1 stycznia 2021 r.

2.

(uchylony)

Obowiązek, o którym mowa w art. 49a ust. 1 ustawy zmienianej w art. 86

Dotychczasowe przepisy wykonawcze wydane na podstawie art. 53 ust. 4 ustawy zmienianej

w art. 89

Dotychczasowe przepisy wykonawcze wydane na podstawie art. 34 ust. 3 ustawy zmienianej

w art. 86

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.

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)

(uchylony)

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;

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.

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 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.

Ustawa wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia