DZIENNIK USTAW  
RZECZYPOSPOLITEJ POLSKIEJ  
Warszawa, dnia  17 lutego 2020  r. 
Poz. 247 
 
OBWIESZCZENIE  
MARSZAŁKA SEJMU RZEC ZYPOSPOLITEJ POLSKIE J 
z dnia 13 grudnia 2019  r. 
w sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu ustawy o rynku mocy  
1. Na podstawie art. 16 ust. 1 zdanie pierwsze  ustawy z dnia 20  lipca 2000  r. o ogłaszaniu aktów normatywnych 
i niektórych innych aktów prawnych (Dz.  U. z 2019 r. poz. 1461 ) ogłasza się w załączniku do niniejszego obwieszczenia 
jednolity tekst ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2018 r. poz. 9), z uwzględnieniem zmian wprow a-
dzonych ustawą z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z  wysokosprawnej kogeneracji  (Dz. U. 
z 2019 r. poz.  42) oraz zmian wynikających z przepisów ogłoszonych przed dniem 12 grudnia  2019 r. 
2. Podany w załączniku do niniejszego obwieszczenia tekst jednolity ustawy nie obejmuje :  
1) art. 86 –89 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r.  o rynku mocy (Dz. U. z 2018 r. poz. 9) , które stanowią:  
„Art. 86. W ustawie z  dnia 10  kwietnia 1997  r. – Prawo ener getyczne (Dz.  U. z 2017  r. poz.  220, 791, 1089, 
1387 i  1566) wprowadza się następujące zmiany:  
1) w art. 11d w  ust. 1 w pkt 6 kropkę zastępuje się średnikiem i  dodaje się pkt  7 w brzmieniu:  
„7) ogłasza okres zagrożenia, o  którym mowa w  art. 2 ust. 1 pkt  26 ustawy  z dnia 8  grudnia 2017  r. o rynku 
mocy ( Dz. U. z 2018 r. poz.  9).”; 
2) w art. 15b w  ust. 4 w pkt 7 kropkę zastępuje się średnikiem i  dodaje się pkt  8 w brzmieniu:  
„8) ocenę funkcjonowania rynku mocy, o  którym mowa w  ustawie z  dnia 8 grudnia 2017  r. o rynku mocy.”;  
3) art. 34  otrzymuje brzmienie:  
„Art.  34. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne, któremu została udzielona koncesja, wnosi coroczną opłatę do 
budżetu państwa, obciążającą koszty jego działalności, zwaną dalej „opłatą koncesyjną”.  
2. Wysokość opłaty koncesyjnej stanowi iloczyn przychodów przedsiębiorstwa energetycznego, uzysk a-
nych ze sprzedaży towarów lub usług w  zakresie jego działalności objętej koncesją, osiągniętych w  roku powst a-
nia obowiązku wniesienia opłaty oraz odpowiedniego ze współczy nników, określonych w  przepisach wydanych 
na podstawie ust. 6. 
3. Opłata koncesyjna dla każdego rodzaju działalności objętej koncesją nie może być mniejsza niż 1000  zł 
i większa niż 2  500 000 zł. 
4. Obowiązek wniesienia opłaty koncesyjnej powstaje na ostat ni dzień roku kalendarzowego, w  którym 
przedsiębiorstwo energetyczne osiągnęło z  każdego rodzaju działalności objętej koncesją przychód większy lub 
równy zero. Do opłaty koncesyjnej stosuje się formularz w  sprawie opłaty koncesyjnej, którego wzór określają  
przepisy wydane na podstawie ust. 6. 
5. Prezes URE może żądać od przedsiębiorstwa energetycznego, któremu została udzielona koncesja, 
informacji w  sprawie opłaty koncesyjnej w  zakresie dotyczącym podstaw oraz prawidłowości jej obliczenia.  
  
Dziennik  Ustaw  – 2 – Poz. 247 
 
 6. Rada Ministró w określi, w  drodze rozporządzenia:  
1) szczegółowy zakres informacji w  sprawie opłaty koncesyjnej, której może żądać Prezes URE, oraz sposób 
jej przekazania,  
2) sposób pobierania przez Prezesa URE opłaty koncesyjnej, w  tym termin jej zapłaty,  
3) współczynn iki opłaty koncesyjnej dla poszczególnych rodzajów działalności koncesjonowanej,  
4) wzór formularza w  sprawie opłaty koncesyjnej  
– z uwzględnieniem wysokości przychodów przedsiębiorstw energetycznych osiąganych z  działalności objętej 
koncesją, a  także kosztów regulacji oraz mając na względzie sprawność i  rzetelność procesu obliczania i  pobie-
rania opłaty koncesyjnej.  
7. Przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię elektryczną w  instalacji odnawialnego źródła 
energii o  łącznej mocy instalacji odnawi alnego źródła energii nieprzekraczającej 5  MW jest zwolnione z  opłaty 
koncesyjnej w  zakresie wytwarzania energii w  tej instalacji.”;  
4) w art.  45 po ust.  1e dodaje się ust.  1f w brzmieniu:  
„1f. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmują cych się przesyłaniem lub dystryb u-
cją energii elektrycznej, o  których mowa w  ust. 1 pkt 1, uwzględnia się uzasadnione koszty wykonywania zadań 
określonych w  ustawie z  dnia 8 grudnia 2017  r. o rynku mocy oraz koszty wprowadzenia i  pobierania opłaty  
mocowej , o której mowa w  tej ustawie.”;  
5) w art.  49a ust.  1 otrzymuje brzmienie:  
„1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej jest obowiązane 
sprzedawać nie mniej niż 30% energii elektrycznej wytworzonej w  danym roku na giełd ach towarowych 
w rozumieniu ustawy z  dnia 26  października 2000  r. o giełdach towarowych lub na rynku organizowanym przez 
podmiot prowadzący na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej rynek regulowany, z  zastrzeżeniem ust. 2.”; 
6) w art.  56: 
a) w ust.  1 w pkt 49 kropkę zastępuje się średnikiem i  dodaje się pkt  50 w  brzmieniu:  
„50) nie wykonuje lub nienależycie wykonuje obowiązek, o  którym mowa w  art. 34 ust. 5.”, 
b) w ust.  2h w  pkt 9 kropkę zastępuje się średnikiem i  dodaje się pkt  10 w  brzmieniu:  
„10) pkt 50  wynosi od 500  zł do 5000  zł.”, 
c) ust. 4  otrzymuje brzmienie:  
„4. Kara pieniężna jest płatna na konto właściwego urzędu skarbowego, z  wyjątkiem ust. 4a.”,  
d) po ust.  4 dodaje się ust.  4a w  brzmieniu:  
„4a. Kara pieniężna, o  której mowa w  ust. 2h pkt  10, jes t płatna na konto Urzędu Regulacji Energetyki.”.  
Art. 87. W ustawie z  dnia 27  kwietnia 2001  r. – Prawo ochrony środowiska (Dz.  U. z 2017  r. poz.  519, z  późn. 
zm.a)) po art.  369 dodaje się art.  369a w  brzmieniu:  
„Art.  369a.  1. Przepisów art. 367 ust. 1 pkt 1, w  zakresie wprowadzania przez podmiot korzystający ze 
środowiska substancji lub energii z  naruszeniem warunków wymaganego pozwolenia, lub art. 368 nie stosuje się 
do jedno stek rynku mocy, o  których mowa w  art. 2 ust. 1 pkt  12 ustawy z  dnia 8  grudnia 201 7 r. o rynku mocy 
(Dz. U. z 2018 r.  poz. 9), pracujących w  okresach zagrożenia, o  których mowa w  art. 2 ust. 1 pkt  26 tej ustawy.  
2. Przepisu ust.  1 w zakresie art.  367 ust. 1 pkt 1 nie stosuje się, w  przypadku gdy w  ocenie wojewódzki e-
go inspektora ochrony  środowiska wprowadzanie przez podmiot korzystający ze środowiska substancji lub ene r-
gii do środowiska z  naruszeniem warunków wymaganego pozwolenia może spowodować zagrożenie dla zdrowia 
ludzi lub grozi znaczącym bezpośrednim negatywnym skutkiem dla środow iska.”.  
                                                           
a) Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w  Dz. U. z 2017  r. poz.  785, 898 , 1089 , 1529, 1566, 1888, 
1999, 2056, 2180 i 2290.  
  
Dziennik  Ustaw  – 3 – Poz. 247 
 
 Art. 88. W ustawie 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 2017  r. poz.  569) wprowadza się następu jące zmiany:  
1) w art. 54: 
a) ust. 1  otrzymuje brzmienie:  
„1. Środki zgromadzone przez Zarządcę Rozliczeń S.A. w  ramach działalności, o  której mowa 
w art. 49, mogą być lokowane w:  
1) skarbowych papierach wartościowych,  
2) obligacjach gwarantowanych lub por ęczanych przez Skarb Państwa,  
3) depozytach bankowych i  bankowych papierach wartościowych w  walucie polskiej  
– z uwzględnieniem ust. 3.”, 
b) ust. 3  otrzymuje brzmienie:  
„3. W przypadku przewidywanego terminu wymagalności lokat, o  którym mowa w  ust. 2, dłuż szego 
niż 6  miesięcy, Zarządca Rozliczeń S.A., za zgodą walnego zgromadzenia, lokuje środki finansowe w  certy-
fikatach inwestycyjnych funduszu inwestycyjnego, zarządzanego przez towarzystwo funduszy inwestycy j-
nych, w  którym podmiotem dominującym, w  rozumien iu ustawy z  dnia 27  maja 2004  r. o funduszach in -
westycyjnych i  zarządzaniu alternatywnymi funduszami inwestycyjnymi ( Dz. U. z 2016  r. poz. 1896, z  późn. 
zm.b)), jest Skarb Państwa lub państwowa osoba prawna.”;  
2) w art. 56 w  ust. 2 w pkt 3 kropkę zastępuje się średnikiem i  dodaje się pkt  4 w brzmieniu:  
„4) wyznaczeniu innego podmiotu dokonującego rozliczeń finansowych rynku mocy na mocy ustawy z  dnia 
8 grudnia 2017  r. o rynku mocy ( Dz. U. z 2018 r. poz.  9).”. 
Art. 89. W ustawie z  dnia 20  lutego 2015  r. o odnawialnych źródłach energii (Dz.  U. z 2017  r. poz.  1148, 1213 
i 1593) wprowadza się następujące zmiany:  
1) w art.  82 w  ust. 1 we wprowadzeniu do wyliczenia:  
a) wyrazy „art. 72  pkt 1” zastępuje się wyrazami „art. 72  ust. 1 pkt 1”, 
b) wyrazy „art . 72 pkt 2” zastępuje się wyrazami „art. 72  ust. 1 pkt 2”; 
2) w art.  105: 
a) uchyla się ust. 1, 
b) ust. 2  otrzymuje brzmienie:  
„2. Termin wymagalności lokat środków zgromadzonych na rachunku opłaty OZE, operator rozliczeń 
energii odnawialnej, o  którym mowa  w art. 106, dostosowuje do terminu wypłat kwot na pokrycie ujemnego 
salda, o  którym mowa w  art. 93 ust. 1 pkt 4 i ust. 2 pkt 3.”; 
3) w art. 169 w ust. 1 w pkt 1 wyrazy „pkt 1 –19” zastępuje się wyrazami „pkt 1 –18”; 
4) w art. 170 w ust. 4 w pkt 2 wyrazy „pkt 12, 18  i 19” zastępuje się wyrazami „pkt 12  i 18”; 
5) w art.  172 wyrazy „art. 168  pkt 1–19” zastępuje się wyrazami „art. 168  pkt 1–18”.”; 
2) art. 111 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z  wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. 
z 2019 r. poz. 42) , który stanowi:  
„Art. 111. Ustawa wchodzi w  życie po upływie 14  dni od dnia ogłoszenia.” . 
Marszałek Sejmu: E. Witek  
 
 
                                                           
b) Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w  Dz. U. z 2016  r. poz.  1948 i  2260 oraz z  2017  r. poz.  724, 
768, 791, 1089 i 2491.  
  
Dziennik  Ustaw  – 4 – Poz. 247 
 
 Załącznik do obwieszczenia Marszałka Sejmu Rzeczypospolitej 
Polskiej z dnia 13 grudnia 2019  r. (poz . 247) 
USTAWA  
z dnia  8 grudnia 2017  r. 
o rynku mocy  
DZIAŁ I  
Przepisy ogólne  
Rozdział 1  
Przedmiot ustawy  
Art. 1. 1. Ustawa określa organizację rynku mocy oraz zasady świadczenia usługi pozostawania w  gotowości do  
dostarczania mocy elektryczne j do systemu elektroenergetycznego i  dostarczania tej mocy do systemu w  okresach zagrożenia.  
2. Celem ustawy jest zapewnienie średnioterminowego i  długoterminowego bezpieczeństwa dostaw energii elektryc z-
nej do odbiorców końcowych, w  sposób efektywny koszto wo, niedyskryminacyjny i  zgodny z  zasadami zrównoważonego 
rozwoju.  
Rozdział 2  
Definicje  
Art. 2. 1. Użyte w  ustawie określenia oznaczają:  
1) aukcja dodatkowa – aukcję mocy, w  której okresem dostaw jest kwartał roku kalendarzowego;  
2) aukcja główna – aukcję mocy, w  której okresem dostaw jest rok kalendarzowy;  
3) aukcja mocy – aukcję, w  której dostawca mocy oferuje operatorowi obowiązek mocowy na okres dostaw;  
4) dostawca mocy – właściciela jednostki rynku mocy, będącego właścicielem jednostek fizycznych tworz ących jednos t-
kę 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 pomi a-
rowymi 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 zapotrzeb owania – 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 wyt wórczej, o  której mowa w  art. 3 pkt 43 ustawy  
z dnia 10  kwietnia 1997  r. – Prawo energetyczne ( Dz. U. z 2019 r. poz. 755, z późn. zm.1)), lub magazynem ene r-
gii elektrycznej, wraz z  urządzeniami i  instalacjami odbiorcy końcowego;  
8) jednostka fizyczna wytwó rcza – jednostkę fizyczną będącą jednostką wytwórczą, o  której mowa w  art. 3 pkt 43 usta-
wy 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 eks -
ploatacji 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 dot y-
czyć będzie aukcja główna, do udziału w  której zostanie zgłoszona ta jednostka;  
                                                           
1) Zmiany tekstu jednolitego wym ienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2019 r. poz. 730, 1435, 1495, 1517, 1520 , 1524 , 1556 
i 2166.  
  
Dziennik  Ustaw  – 5 – Poz. 247 
 
 11) jednostka redukcji zapotrzebowania planowana – jedną lub wię cej 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 wyt wórczą 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 aukc ji 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 członkowski m 
Unii Europejskiej, którego system elektroenergetyczny jest bezpośrednio połączony z  systemem;  
17) jednostka fizyczna zagraniczna redukcji zapotrzebowania – jednostkę fizyczną redukcji zapotrzebowania zlokaliz o-
waną w  państwie członkowskim Unii Europejskie j, którego system elektroenergetyczny jest bezpośrednio połączony 
z systemem;  
18) magazyn energii elektrycznej – magazyn energii, o  którym mowa w  art. 2 pkt 17 ustawy  z dnia 20  lutego 2015  r. 
o odnawialnych źródłach energii ( Dz. U. z 2018 r. poz. 2389, z p óźn. zm.2)), posiadający zdolność do dostawy mocy 
elektrycznej do systemu;  
19) moc osiągalna brutto jednostki fizycznej wytwórczej – potwierdzoną testami maksymalną moc czynną, przy której 
jednostka fizyczna wytwórcza może pracować przy parametrach nominalnych przez czas nie krótszy niż 4  kolejne 
godziny, bez uszczerbku dla trwałości tej jednostki;  
20) moc osiągalna netto jednostki fizycznej wytwórczej – moc osiągalną brutto jednostki fizycznej wytwórczej pomnie j-
szoną o  moc zużywaną przez urządzenia i układy technologiczne tej jednostki niezbędne do wytwarzania energii ele k-
trycznej lub energii elektrycznej i  ciepła;  
21) moc osiągalna jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania – wielkość maksymalnego czasowego ograniczenia mocy 
pobieranej z  sieci ele ktroenergetycznej przez jednostkę fizyczną redukcji zapotrzebowania, zmierzonego we wszys t-
kich punktach pomiarowo -rozliczeniowych tej jednostki w  miejscach połączenia z  siecią;  
22) moc osiągalna netto jednostki rynku mocy – sumę mocy osiągalnych netto wszy stkich jednostek fizycznych wytwó r-
czych 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  gotow ości do dostarczania 
określonej mocy elektrycznej do systemu przez jednostkę rynku mocy oraz do dostawy określonej mocy elektrycznej 
do systemu w  okresach zagrożenia;  
24) odbiorca końcowy – odbiorcę końcowego energii elektrycznej, o  którym mowa w  art. 3 pkt 13a ustawy z  dnia 
10 kwietnia 1997  r. – Prawo energetyczne;  
25) okres dostaw – rok kalendarzowy albo kwartał, dla którego jest przeprowadzana aukcja mocy;  
26) okres zagrożenia – pełną godzinę, w  której nadwyżka mocy dostępnej dla operatora w  procesach  planowania dob o-
wego 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 połączon ego 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 dystr y-
bucji energii elektrycznej;  
                                                           
2) Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2018 r. poz.  2245 oraz z 2019 r. poz. 42, 60, 730, 
1495 , 1524  i 2020.  
  
Dziennik  Ustaw  – 6 – Poz. 247 
 
 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 elektroenergety czną, o  której mowa w  art. 3 pkt 11a ustawy z  dnia 10  kwietnia 
1997  r. – Prawo energetyczne;  
32) system – system elektroenergetyczny, o  którym mowa w  art. 3 pkt 23 ustawy  z dnia 10  kwietnia 1997  r. – Prawo 
energetyczne;  
33) taryfa – taryfę, o  której mowa w  art. 3 pkt 17 ustawy  z dnia 10  kwietnia 1997  r. – Prawo energetyczne;  
34) uczestnik rynku mocy – operatora, operatora systemu dystrybucyjnego, zarządcę rozliczeń, właściciela jednostki 
fizycznej lub podmiot przez niego upoważniony i  dostawcę mocy.  
2. Ilekroć w  ustawie jest mowa o  mocy osiągalnej netto lub mocy osiągalnej brutto jednostki fizycznej , należy przez 
to także rozumieć moc osiągalną jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania.  
DZIAŁ II  
Organizacja rynku mocy  
Rozdział 1  
Przepisy ogólne  
Art. 3. 1. Operator przeprowadza:  
1) certyfikację ogólną – w celu pozyskania informacji o  jednostkach fizycznych i  wpisania ich do rejestru rynku mocy, 
zwanego dalej „rejestrem”;  
2) certyfikację do aukcji głównej – w celu utworzenia jednostek rynku mocy i  dopuszczen ia ich do aukcji głównej;  
3) certyfikację do aukcji dodatkowych – w celu utworzenia jednostek rynku mocy i  dopuszczenia ich do jednej lub wię k-
szej liczby aukcji dodatkowych.  
2. Certyfikację ogólną rozpoczyna się w  1. tygodniu każdego roku, a  kończy nie póź niej niż w  10. tygodniu tego roku.  
3. Certyfikację do aukcji głównej rozpoczyna się 14  tygodni przed aukcją główną, a  kończy nie później niż w  4. tyg o-
dniu 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 dystr y-
bucyjna nie posiada bezpośrednich połączeń z  siecią przesyłową, współpracuje z  operatorem za pośrednictwem operatora 
systemu dystrybucyjnego, z  którego siecią jest połączony, a  który jednocześ nie posiada bezpośrednie połączenie z  siecią 
przesyłową.  
6. Operator informuje o  datach rozpoczęcia i  zakończenia certyfikacji, o  których mowa w  ust. 1, na swojej stronie 
internetowej.  
Art. 4. 1. Operator przeprowadza aukcje praw do oferowania obowiązku mocowego w  aukcjach mocy w  odniesieniu 
do jednostek rynku mocy składających się z  jednostek fizycznych zagranicznych, zwane dalej „aukcjami wstępnymi”.  
2. Aukcje wstępne przeprowadza się po wejściu w  życie rozporządzenia, o  którym mowa w  art. 34 ust. 1, nie później 
jednak niż 2  tygodnie przed certyfikacją do aukcji głównej.  
3. Aukcję wstępną, aukcję główną oraz aukcje dodatkowe prowadzi się w  postaci elektronicznej za pomocą dedyk o-
wanego systemu teleinformatycznego.  
4. Operator informuje o  terminie przeprow adzenia aukcji wstępnej, aukcji głównej oraz aukcji dodatkowych na sw o-
jej stronie internetowej.  
5. Oferty i  oświadczenia składane podczas aukcji wstępnej, aukcji głównej oraz aukcji dodatkowych dostawca mocy 
opatruje kwalifikowanym podpisem elektronicznym.  
Art. 5. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, zwany dalej „Prezesem URE”,  może żądać od uczestników rynku mocy 
przedstawienia dokumentów lub informacji mających znaczenie dla oceny prawidłowości przebiegu certyfikacji lub aukcji 
mocy.  
  
Dziennik  Ustaw  – 7 – Poz. 247 
 
 Rozdział 2  
Udział mocy  zagranicznych w  rynku mocy  
Art. 6. 1. Operator zapewnia możliwość udziału mocy zlokalizowanej w  systemach elektroenergetycznych państwa 
członkowskiego Unii Europejskiej, którego system elektroenergetyczny jest bezpośrednio połączony z  systemem, przez:  
1) dopuszczenie jednostek rynku mocy składających się z  jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego do 
udziału w  aukcjach mocy albo  
2) organizację aukcji wstępnych odrębnie dla poszczególnych stref, o  których mowa w  ust. 6, oraz dopuszczenie jedn o-
stek r ynku 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 po d-
stawie 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 elektroenerg e-
tycznego bezpośrednio połączonego z  systemem umowę, która określa w  szczególn ości 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 obow iązku 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 elektroenerg e-
tycznego 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 umożliwiaj ących weryfikację oraz rozliczenie wykonania obowiązku mocowego przez je d-
nostki rynku mocy składające się z  jednostek fizycznych zagranicznych;  
3) ogłaszania i  przeprowadzania testowego okresu zagrożenia w  odniesieniu do jednostek rynku mocy składających się 
z jednostek fizycznych zagranicznych.  
5. Rozwiązanie określone w  ust. 1 pkt 2 stosuje się pod warunkiem zawarcia przez operatora z  właściwym dla danej 
strefy operatorem systemu przesyłowego umowy,  o której mowa w  ust. 4, a w przypadku strefy określonej  w ust. 6 pkt 1 – 
pod warunkiem zawarcia umów ze wszystkimi właściwymi operatorami systemów elektroenergetycznych bezpośrednio 
połączonych z  systemem.  
6. Strefami, w  których znajdują się jednostki fizyczne zagraniczne biorące udział w  rynku mocy oraz z  którymi je d-
nostki fizyczne połączenia międzysystemowego łączą bezpośrednio system, są:  
1) strefa profilu synchronicznego – obejmująca:  
a) część systemu przesyłowego Republiki Federalnej Niemiec stanowiącą bezpośrednio połączony z  systemem 
obszar grafikowy w  rozumieniu art. 3 pkt 91 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485  z dnia 2  sierpnia 2017  r. 
ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej ( Dz. Urz. UE L 220 
z 25.08.2017,  str. 1), 
b) system przesyłowy Republiki Czeskiej,  
c) system przesyłowy Republiki Słowackiej;  
2) Litwa – obejmująca system przesyłowy Republiki Litewskiej;  
3) Szwecja – obejmująca system przesyłowy Królestwa Szwecji.  
Art. 7. 1. Operator opracowuje informację o  prognozowanych maksymalnych wolumenach obowiązkó w mocowych 
dla poszczególnych stref określonych w  art. 6 ust. 6 na podstawie średnioterminowej oceny wystarczalności wytwarzania 
opracowywanej cyklicznie przez ENTSO energii elektrycznej, o  którym mowa w  art. 4 rozporządzenia Parlamentu Eur o-
pejskiego i  Rady (WE)  nr 714/2009  z dnia 13  lipca 2009  r. w sprawie warunków dostępu do sieci w  odniesieniu do tran s-
granicznej wymiany energii elektrycznej i  uchylającego rozporządzenie (WE)  nr 1228/2003  (Dz. Urz. UE L 211 
z 14.08.2009,  str. 15, z  późn. zm.3)). 
                                                           
3) Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w  Dz. Urz. UE L 115 z 25.04.2013,  str. 39 oraz w Dz. Urz. UE L 163 
z 15.06.2013,  str. 1. 
  
Dziennik  Ustaw  – 8 – Poz. 247 
 
 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 określon ego w  art. 6 ust. 1 pkt 1, 
albo 
2) dokonuje się wyboru ofert na aukcji wstępnej, o  którym mowa w  art. 9 ust. 4 – w przypadku rozwiązania określonego 
w art. 6 ust. 1 pkt 2. 
Art. 8. 1. W  celu dopuszczenia mocy zagranicznych do udziału w  rynku mocy w  sposób określony w  art. 6 ust. 1 
pkt 1, operator uzgadnia z  właściwym operatorem systemu przesyłowego bezpośrednio połączonego z  systemem wielkość 
mocy oferowanej w  aukcji mocy przez jednostkę rynku mocy składającą się z  jednostek fizycznych połączenia między -
systemowego 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 w ielkości 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 poszcz ególnych systemów uzysk u-
je się przez ich proporcjonalne obniżenie, tak aby ich suma odpowiadała wielkości tego parametru.  
Art. 9. 1. W  aukcji wstępnej uczestnik aukcji, po ustanowieniu zabezpieczenia finansowego na rzecz operatora, skł a-
da ofertę obowiązku mocowego na rynku mocy.  
2. Oferta, o  której mowa w  ust. 1, zawiera:  
1) cenę w  złotych za 1  MW;  
2) wielkość oferowanej mocy w  MW – nie mniejszą niż 2  MW;  
3) 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 ofe rty, 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 wie l-
kość 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 upra w-
nia uczestnika aukcji wstępnej do złożenia wniosku o  wydanie certyfikatu dopuszczającego do udziału w  najbliższej aukcji 
głównej, aukcjach d odatkowych lub rynku wtórnym, na zasadach określonych w  art. 17 ust. 3 i 4. 
8. W terminie 7  dni od dnia zakończenia aukcji wstępnej operator informuje uczestnika aukcji wstępnej o  przyjęciu 
lub odrzuceniu złożonej przez niego oferty.  
9. Operator nie publik uje wyników aukcji wstępnej do czasu 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 inform acji prawnie chronionych.  
11. Prawa wynikające z  oferty przyjętej w  aukcji wstępnej nie mogą zostać przeniesione na inną osobę.  
  
Dziennik  Ustaw  – 9 – Poz. 247 
 
 Art. 10. 1. Operator w  terminie 21  dni od zakończenia aukcji wstępnej przedkłada ministrowi właściwemu do spraw 
energii oraz Prezesowi URE informację o  przebiegu tej aukcji. Informacja zawiera:  
1) listę ofert wraz z  nazwami uczestników aukcji wstępnych, wielkościami mocy w  ofertach oraz informacją o  przyjęciu 
poszczególnych ofert;  
2) informację o  ofertach odrzuconych wraz z  uzasadnieniem.  
2. Operator w  terminie 14  dni od zawarcia umowy, o  której mowa w  art. 6 ust. 3 albo 4, przekazuje Prezesowi URE 
informację o  jej zawarciu.  
Rozdział 3  
Certyfikacja ogólna  
Art. 11. Właściciel jednostki fizycznej wytwórczej istniejącej, której moc osiągalna brutto jest nie mniejsza niż 
2 MW, jest obowiązany zgłosić jednostkę fizyczną wytwórczą do każdej certyfikacji ogólnej.  
Art. 12. 1. W  certyfikacji ogólnej właściciel jednostki fizycznej lub jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej 
albo podmi ot przez niego upoważniony składa operatorowi wniosek o  wpis tej jednostki do rejestru, zwany dalej „wnios -
kiem o  rejestrację”.  
2. Wniosek o  rejestrację zawiera:  
1) dane identyfikacyjne jednostki fizycznej i  jej właściciela;  
2) dane identyfikacyjne podmiot u 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 wyka z 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 dane zawarte we wniosku o  rejestrację jednostki fizycznej wytwórczej planowanej uległy zmi a-
nie, wnioskodawca jest obowiązany zgłosić w  najbliższej certyfikacji ogólnej uzupełnienie lub zmianę przekazanych  
uprzednio informacji.  
5. W przypadku składania wniosku o  rejestrację jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej wniosek o  rejestrację 
zawiera:  
1) informacje, o  których mowa w  ust. 2 pkt 6 i 8; 
2) dane podmiotu, który będzie pełnił funkcję dostawcy mocy ; 
3) planowaną łączną moc osiągalną wszystkich jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, które wejdą w  skład 
danej jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej;  
4) plan działalności, wykonany zgodnie z  wytycznymi zawartymi w  regulaminie rynku mocy, o  którym mowa w  art. 83. 
6. Wpis do rejestru jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej uprawnia tę jednostkę do udziału w  najbliższej 
certyfikacji do aukcji głównej oraz najbliższej certyfikacji do aukcji dodatkowych.  
7. Określenie wszystkich informacji, o  których mowa w  ust. 2, w odniesieniu do jednostek fizycznych redukcji zap o-
trzebowania wchodzących w  skład jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej następuje przed przeprowadzeniem 
testu redukcji zapotrzebowania, o  którym mowa w  art. 53 ust. 1. 
  
Dziennik  Ustaw  – 10 – Poz. 247 
 
 Art. 13. 1. W  przypadku gdy wniosek o  rejestrację nie spełnia wymogów określonych w  art. 12 ust. 2 lub 5, operator 
wzywa wnioskodawcę do usunięcia wad lub braków formalnych wniosku w  terminie określonym w  regulaminie rynku 
mocy, o  którym mowa w  art. 83. 
2. W przypadku nieusunięcia w  terminie wad lub braków formalnych wniosku o  rejestrację operator odmawia wpis a-
nia jednostki fizycznej do rejestru, o  czym niezwłocznie informuje wnioskodawcę.  
Art. 14. 1. Operator, w  terminie 14  dni od zakończenia certyf ikacji ogólnej, przedkłada Prezesowi URE oraz min i-
strowi 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 o gólnej 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 fizyczn e 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, zgodni e z art. 13 ust. 2. 
2. Operator, w  terminie 28  dni od zakończenia certyfikacji ogólnej, przedkłada Prezesowi URE oraz ministrowi właś -
ciwemu do spraw energii proponowane wartości parametrów, o  których mowa w  art. 31 pkt 1, 2, 4 i  5 i art. 32 ust. 1 pkt 2–7 
oraz ust. 3. 
Rozdział 4 
Certyfikacja do aukcji głównej i  aukcji dodatkowych  
Art. 15. 1. W  certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych właściciel jednostki fizycznej, jednostki 
fizycznej zagranicznej albo jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej lub podmiot prz ez 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 jed nostek 
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 ele k-
trycznej 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 dyspozycyj ności dla tej jednostki.  
Art. 16. 1. Dostawca mocy może złożyć wniosek o  utworzenie jednostki rynku mocy składającej się z:  
1) jednostki fizycznej wytwórczej o  mocy osiągalnej netto nie mniejszej niż 2  MW;  
2) jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania o  mocy osiągalnej redukcji zapotrzebowania nie mniejszej niż 2  MW;  
3) grupy jednostek fizycznych wytwórczych, których łączna moc osiągalna netto wynosi nie mniej niż 2  MW, lecz nie 
więcej niż 50  MW, a  maksymalna moc osiągalna netto pojedynczej jednostki fizy cznej w  grupie tych jednostek jest 
nie większa niż 10  MW;  
  
Dziennik  Ustaw  – 11 – Poz. 247 
 
 4) grupy jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wyn o-
si nie mniej niż 2  MW, lecz nie więcej niż 50  MW;  
5) jednej jednostki fizycznej zagr anicznej wytwórczej o  mocy osiągalnej netto nie mniejszej niż 2  MW;  
6) jednej jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania o  mocy osiągalnej redukcji zapotrz ebowania nie 
mniejszej niż 2  MW;  
7) grupy jednostek fizycznych zagranicznych wytwórczy ch, 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 re dukcji zapotrzebowania, których łączna moc osiągalna redukcji zap o-
trzebowania 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 zapotrzebowani a 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 operat o-
ra usługę określoną w  instrukcji, o  której mowa w  art. 9g ustawy z  dnia 10  kwietnia 1997  r. – Prawo energetyczne, 
o charakterze świadczenia i  wynagradzania zbliżonym do obowiązku mocowego na rynku mocy;  
4) zagraniczna, w  odniesieniu do któ rej dostawca mocy będzie w  roku dostaw świadczyć na rzecz operatora systemu 
elektroenergetycznego w  państwie członkowskim Unii Europejskiej usługę o  charakterze zbliżonym do obowiązku 
mocowego na rynku mocy;  
5) zagraniczna, w  odniesieniu do której dostawca  mocy będzie w  roku dostaw korzystał z  odpowiedniego systemu 
wsparcia wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych lub wysokosprawnej kogeneracji.  
3. Prezes URE ogłasza w  Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie podmiotowej wykaz usług, o  których 
mowa w  ust. 2 pkt 3, i aktualizuje go niezwłocznie w  przypadku zmiany instrukcji, o  której mowa w  art. 9g ustawy z  dnia 
10 kwietnia 1997  r. – Prawo energetyczne, dotyczącej tych usług.  
4. W trakcie certyfikacji do aukcji mocy operator tworzy jednostki rynku  mocy składające się z  jednostek fizycznych 
połączenia międzysystemowego i  wpisuje je do rejestru.  
Art. 17. 1. Jednostką rynku mocy może dysponować tylko jeden dostawca mocy na dany rok kalendarzowy.  
2. Jednostka fizyczna może wchodzić w  skład tylko jednej  jednostki rynku mocy na dany rok kalendarzowy.  
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.  
  
Dziennik  Ustaw  – 12 – Poz. 247 
 
 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 wyn ikającej z  zaakceptowanej oferty oraz nie większa od sumy 
iloczynów mocy osiągalnych poszczególnych jednostek fizycznych zagranicznych i  właściwych korekcyjnych współczy n-
ników dyspozycyjności.  
5. Dostawcą mocy w  odniesieniu do jednostki rynku mocy składają cej się z  jednostek fizycznych połączenia międz y-
systemowego jest wyłącznie operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego, z  którym jednostka ta łączy system.  
Art. 18. 1. Maksymalną wielkość obowiązku mocowego, jaką we wniosku o  certyfikację można zaoferować na rynku 
mocy przez jednostkę rynku mocy, określa się z  uwzględnieniem korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności wyznacz a-
nego dla poszczególnych grup technologii, zwanego dalej „korekcyjnym współczynnikiem dyspozycyjności”.  
2. Korekcyjny współc zynnik 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 korekcy jnego współczynnika dyspozycyjności dla poszczególnych grup technologii wyznacza się w  prze-
dziale od 0  do 1.  
4. Jeżeli jednostka rynku mocy składa się z  grupy jednostek fizycznych należących do różnych grup technologii d o-
starczania mocy, korekcyjny współcz ynnik dyspozycyjności dla tej jednostki rynku mocy jest równy najniższemu ze 
współczynników dla jednostek fizycznych wchodzących w  jej skład . 
Art. 19. 1. Wniosek o  certyfikację jednostki rynku mocy wytwórczej zawiera:  
1) wielkość obowiązku mocowego, którą będzie oferował dostawca mocy dla tej jednostki w  aukcji mocy, nie większą 
niż iloczyn mocy osiągalnej netto jednostki i  korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności;  
2) wystawione przez operatora lub właściwego ze względu na lokalizację operatora systemu dystrybucyjnego potwie r-
dzenie spełniania określonych w  regulaminie rynku mocy, o  którym mowa w  art. 83, wymogów technicznych, ni e-
zbędnych do poprawnego prowadzenia rozliczeń, przez wszystkie układy pomiarowe jednostek fizycznych wchodz ą-
cych w  skład jednost ki 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 osią galną 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 króts zy niż 4  godziny, w  tym inform a-
cje 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 pr zez jednostki fizyczne wchodzące w  skład jednos t-
ki 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 stosu-
nek wytwarzania netto energii elektrycznej i  ciepła do zużycia energii chemicznej paliwa w  jednostce kogeneracji,  
c) minimu m techniczne wytwarzania energii elektrycznej, przy którym jednostka fizyczna wytwórcza może prac o-
wać przez nieprzerwany okres nie krótszy niż 4  godziny, bez uszczerbku dla trwałości tej jednostki, wyrażone 
w stosunku do mocy osiągalnej netto,  
d) jednostko we 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;  
  
Dziennik  Ustaw  – 13 – Poz. 247 
 
 7) informacje o  istniejących i  planowanych ograniczeniach czasu eksploatacji jednostki fizycznej, wynikających 
z odrębnych przepisów;  
8) oświadczenia, że nie zachodzą okoliczności, o  których mowa w  art. 16 ust. 2. 
2. Dostawca mocy może ubiegać się o  utworzenie nowej jednostki rynku mocy wytwórczej składającej się wyłącznie 
z jednej jednostki fizycznej, która w  dniu rozpoczęcia certyfikacji ogólnej była jednostką fizyczną wytwórczą planowaną. 
W takim przypadku wnios ek 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 dos taw – 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 Euro pejskiego i  Rady 2010/75/UE z  dnia 24  listopada 
2010  r. w  sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i  ich kontrola) 
(Dz. Urz. UE L 334 z 17.12.2010,  str. 17, z  późn. zm.4)) lub odpowiednio z  dyrektywą Parlamentu Europejskiego 
i Rady (UE) 2015/2193  z dnia 25  listopada 2015  r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do 
powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania ( Dz. Urz. UE L 313 z 28.11.2015,  str. 1), 
c) w przypadku ubiegania się o  zawar cie 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 po d-
stawie przepisów ustawy z  dnia 3  października 2008  r. o udostępnianiu informacji o  środowisku i  jego ochronie, 
udziale społeczeństwa w  ochronie środowiska oraz o  ocenach oddział ywania na środowisko ( Dz. U. z 2018 r. 
poz. 2081, z późn. zm.5)), jeżeli jest wymagana i  została wydana;  
4) informacje potwierdzające możliwość pozyskania finansowania;  
5) harmonogram rzeczowo -finansowy inwestycji;  
6) informację o  okresie , na jaki dostawca mocy zamierza zawrzeć umowę mocową, z  uwzględnieniem art. 25 ust. 4 i 5. 
3. Dostawca mocy może ubiegać się o  utworzenie modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej składającej się 
wyłącznie z  jednej jednostki fizycznej wytwórczej istni ejącej. W  takim przypadku wniosek o  certyfikację oprócz inform a-
cji, 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 r ezygnacji 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 korekcyj nego 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 w y-
twórczej, wymagań emisyjnych zgodnie z  dyrektywami, o  których mowa w  ust. 2 pkt 2 lit. b, 
c) w przypadku ubiegania się o  zawarcie umowy zgodnie z  art. 25 ust. 5 – planowane spełnienie przez jednostkę 
fizyczną wchodzącą w  skład modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, parametru, o  którym mowa 
odpowiednio w  art. 25 ust. 5 pkt 1 albo 2; 
                                                           
4) Zmiana wymienionej dyrektywy została ogłoszona w  Dz. Urz. UE L 158 z 19.06.2012,  str. 25. 
5) Zmiany tekstu jedn olitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2019 r. poz. 630, 1501, 1589, 1712, 1815, 1924 i 2170.  
  
Dziennik  Ustaw  – 14 – Poz. 247 
 
 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 m ocy 
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  który ch mowa w  ust. 1 pkt 1 oraz 4–8; 
2) w przypadku certyfikacji do aukcji dodatkowych – wskazuje kwartały roku dostaw, w  odniesieniu do których zami e-
rza 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 wszys t-
kich 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 oferta ch wytwarzania lub redukcji poboru energii elektrycznej, umożliwiających  
weryfikację oraz rozliczenie wykonania obowiązku mocowego, na warunkach i  w sposób określony w  regulaminie 
rynku mocy, o  którym mowa w  art. 83. 
Art. 20. 1. Wniosek o  certyfikację jed nostki 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 doty czące 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 zapotrz e-
bowania plano wana, potwierdzenie, o  którym mowa w  art. 19 ust. 1 pkt 2, nie jest wymagane w  odniesieniu do tej jednos t-
ki 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 zap o-
trzebowania na okres dłuższy niż 1  okres dostaw w  aukcji głównej, wniosek o  certyfikację tej jednostki, oprócz informacji 
wymaganych zgodnie z  ust. 1, zawiera:  
1) planowane lub poniesione nakłady finansowe oraz zakres rzeczowy prac związanych z  tymi nakładami;  
2) niezależną ekspertyzę potwierdzającą:  
a) nakłady finansowe, o  których mowa w  pkt 1, oraz  
b) w przypadku gdy w  skład jednostki rynku mocy wchodzi co najmniej jedno źródło wytwórcze – parametry 
techniczne wszystkich źródeł wytwórczych wchodzących w  skład jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania 
będący ch częścią danej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania oraz planowane spełnienie przez nie 
wymagań emisyjnych, zgodnie z  dyrektywami, o  których mowa w  art. 19 ust. 2 pkt 2 lit. b. 
5. Wniosek o  certyfikację jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowa nia składającej się z  jednostki fizycznej zagr a-
nicznej 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 zapot rzebowania 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 skład a-
jącej się z  jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania jako potwierdzonej, wniosek o  certyfikację zawiera 
także potwierdzenie wykonania testu zdolności redukcji zapotrzebowania.  
  
Dziennik  Ustaw  – 15 – Poz. 247 
 
 Art. 21. Przedkładając w  certyfi kacji 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 certyfika cji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych.  
Art. 22. 1. W  przypadku gdy wniosek o  certyfikację nie spełnia wymogów określonych w  art. 15, art. 16 ust. 1 lub 2, 
art. 19 lub art. 20, lub w  regulaminie rynku mocy, o  którym mowa w  art. 83, operator wzywa składającego wniosek do 
usunięcia wad lub braków formalnych wniosku w  sposób i  w terminie określonym w  tym regulaminie.  
2. W przypadku nieusunięcia wad lub braków formalnych wniosku o  certyfikację, w  wyznaczonym terminie, operator 
odmawia wydania certyfika tu, o czym niezwłocznie informuje składającego wniosek.  
Art. 23. Na podstawie wniosku o  certyfikację, operator wydaje certyfikat potwierdzający utworzenie jednostki rynku 
mocy, jeżeli właściciel jednostki fizycznej lub podmiot przez niego upoważniony złoży ł 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 je d-
nostki rynku mocy;  
2) rynku wtórnym w  odniesieniu do okresu dostaw, którego dotyczyła dana certyfikacja.  
Art. 24. 1. Certyfikat wydawany dla jednostki rynku mocy zawiera co najmniej:  
1) dane ident yfikacyjne 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 mocow ego, 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 mo cy 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) certyfik at 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.  
Art. 25. 1. Wydając certyfikat dla jednostki rynku mocy wytwórczej w  certyfikacji do aukcji głównej, operator kwal i-
fikuje ją jako:  
1) istniejącą jednostkę rynku mocy wytwórczą;  
2) nową jednostkę rynku mocy wytwórczą – jeżeli składa się ona wyłącznie z  jednos tki 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 kwalif i-
kuje ją jako istniejącą jednostkę rynku mocy wytwórczą.  
  
Dziennik  Ustaw  – 16 – Poz. 247 
 
 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 potwie r-
dzenie 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 obowiązk u 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 r ynku 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 moc y 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 dłu ższy o  dwa lata, niż maksyma l-
ny 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  megawato -
godzinę wytwarzanej energii i  
2) w przypadku jednostek kogeneracji – co najmniej połowę wytworzonego ciepła w  tej jednostce dostarcza do systemu 
ciepłowniczego, w  którym nośnikiem ciepła jest gorąca woda.  
6. Jednos tka 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 fi zycznej 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 międzysy stemowego;  
2) cenobiorcy – w przypadku istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej.  
Art. 26. 1. W  odniesieniu do nowej jednostki rynku mocy wytwórczej oraz niepotwierdzonej jednostki rynku mocy 
redukcji zapotrzebowania, operator wydaje certyfikat warunkowy.  
2. Certyfikat warunkowy uprawnia dostawcę mocy do udziału w  aukcji mocy po ustanowieniu na rzecz operatora z a-
bezpieczenia finansowego, o  którym mowa w  art. 50. W  przypadku gdy dostawca mocy nie ustanowi zabezpieczenia fina n-
sowego w  terminie okre ślonym w  przepisach wydanych na podstawie art. 51, traci uprawnienie do udziału w  aukcji mocy 
z jednostką rynku mocy, której dotyczył certyfikat warunkowy.  
  
Dziennik  Ustaw  – 17 – Poz. 247 
 
 3. Przepisu ust. 2 zdanie  pierwsze w  zakresie obowiązku złożenia zabezpieczenia nie stosuje się w  przypadku , gdy 
zostało ono już ustanowione na potrzeby poprzednich aukcji, a  certyfikat dopuszczający do aukcji głównej lub do aukcji 
dodatkowych wydany dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania pozostaje w  mocy.  
Art. 27. Operator, w  terminie 10  dni od zakończenia certyfikacji do aukcji głównej, przedkłada Prezesowi URE oraz 
ministrowi właściwemu do spraw energii informację o  przebiegu tej certyfikacji. Informacja ta zawiera w  szczególności:  
1) liczbę utworzonych jednostek rynku mocy oraz sumę ilocz ynów ich mocy osiągalnej netto i  korekcyjnych współczy n-
ników dyspozycyjności, w  podziale na: jednostki rynku mocy wytwórcze istniejące, modernizowane i  nowe, jednostki 
rynku mocy redukcji zapotrzebowania, jednostki rynku mocy wytwórcze będące magazynem ene rgii 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  aukcj i 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 mo cy, w  których skład wchodzą jednostki fizyczne z  istniejącymi lub planowanymi ogran i-
czeniami 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 w spółczynników dyspozycyjności.  
Art. 28. Operator, w  terminie 10  dni od zakończenia certyfikacji do aukcji dodatkowych, przedkłada Prezesowi URE 
oraz ministrowi właściwemu do spraw energii informację o  przebiegu tej certyfikacji. Informacja ta zawiera w  szczegól -
ności:  
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 we zwanych do uzupełnienia wniosku  zgodnie z  art. 22 ust. 1; 
4) wykaz podmiotów, którym odmówiono wydania certyfikatu, zgodnie z  art. 22 ust. 2. 
Rozdział 5  
Aukcje mocy  
Art. 29. 1. Na rynku mocy przeprowadza się aukcje mocy, w  których dostawcy mocy oferują obowiązek mocowy.  
2. Operator do dnia 1  marca każdego roku ogłasza datę:  
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 okre s dostaw przypadający na rok 2024;  
2) w 2020  r. – na okres dostaw przypadający na rok 2025;  
3) w 2021  r. – na okres dostaw przypadający na rok 2026;  
4) w 2022  r. – na okres dostaw przypadający na rok 2027;  
5) w 2023  r. – na okres dostaw przypadający na rok  2028;  
6) w 2024  r. – na okres dostaw przypadający na rok 2029;  
7) w 2025  r. – na okres dostaw przypadający na rok 2030,  
z wyjątkiem roku 2018, w  którym przeprowadza się aukcje główne na okresy dostaw przypadające na lata 2021 –2023.  
4. Aukcje dodatkowe przeprowadza się w  roku poprzedzającym rok, na który przypadają okresy dostaw każdej z  tych 
aukcji, przy czym aukcje dodatkowe dla wszystkich okresów dostaw odbywają się w  tym samym czasie.  
  
Dziennik  Ustaw  – 18 – Poz. 247 
 
 Art. 30. 1. Aukcja mocy jest aukcją składającą się z  wielu rund z  malejącą ceną. Aukcję rozpoczyna się od ceny 
maksymalnej, którą obniża się w  każdej kolejnej rundzie.  
2. W danej rundzie aukcji mocy dostawca mocy oferuje w  odniesieniu do jednostki rynku mocy obowiązek mocowy 
określony w  certyfikacie po cenie równej:  
1) cenie określonej w  ofercie wyjścia, jeżeli dostawca mocy złożył ofertę wyjścia w  danej lub we wcześniejszej rundzie 
albo 
2) cenie wywoławczej kolejnej rundy, jeżeli dostawca mocy nie złożył oferty wyjścia i  dana runda nie jest ostatnią rundą 
aukcji mocy, al bo 
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 określ o-
nej 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 jedn o-
razowo skrócić oferowany w  odniesieniu do właściwej jednostki rynku mocy czas trwania obowiązku mocowego do jedn e-
go okresu dostaw, zgłaszając w  dowolnej rundzie cenę minimalną wieloletni ego 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) przybliżon ą 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 moderniz a-
cji (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 z a-
warta 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  modernizow a-
nej jednostki rynku mocy wytwórczej na istniejącą jednostkę ryn ku 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.  
  
Dziennik  Ustaw  – 19 – Poz. 247 
 
 Art. 31. Popyt w  aukcji mocy wyznacza się na podstawie:  
1) zapotrzebowania na moc wyznaczonego zgodnie z  art. 33; 
2) ceny wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej, odzwierciedlającej alternatywny koszt pozyskania mocy przez 
operatora przez budowę jednostki wytwórczej o  najniższych operacyjnych i  kapitałowych kosztach stałych, 
z uwzględnieniem potencjalnej marży na sprzedaży energii elektrycznej i  świadczeniu usług systemowych, o  których 
mowa w  art. 9c ust. 2 pkt 8 ustawy  z dnia 10  kwietnia 1997  r. – Prawo energetyczne;  
3) współczynnika zwiększającego cenę, o  której mowa w  pkt 2, służącego do wyznaczenia ceny maksymalnej obowiąz u-
jącej 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.  
Art. 32. 1. Parametrami aukcji głównej są:  
1) wielkości wyznaczające popyt w  aukcji, o  których mowa w  art. 31; 
2) cena maksymalna określona dla cenobiorcy, wyznaczona na podstawie kapitałowych i  operacyjnych kosztów stałych;  
3) maksymalna liczba rund aukcji;  
4) jednostkowe poziomy nakładów inwestycyjnych odniesione do mocy osiągal nej netto, warunkujące kwalifikację je d-
nostki 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, moderniz owanej jednostki rynku mocy wytwórczej albo jednostki ry n-
ku 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 pozyska nia w  wyniku aukcji dodatkowych na poszcz e-
gólne 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 r ynku 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  wy-
twarzania energii elektrycznej, które będą stanowiły część urządzeń odbiorcy końcowego energii elektrycznej.  
3. Parametrami aukcji dodatkowych są parametry, o  których mowa w  ust. 1 pkt 1–3 i 7, wyznaczane odpowiednio dla 
kwartałów dostaw oraz parametry,  o których mowa w  ust. 1 pkt 6, które były ustalone dla aukcji głównej dla tego samego 
roku dostaw.  
Art. 33. Zapotrzebowanie na moc w  aukcji mocy wyznacza się na podstawie:  
1) prognozowanego zapotrzebowania na moc w  systemie w  danym okresie dostaw;  
2) wymaganego poziomu rezerw mocy ponad zapotrzebowanie w  danym okresie dostaw, wyznaczonego na podstawie 
przyjętego standardu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, określonego w  przep i-
sach wydanych na podstawie art. 68, rozumiane go jako dopuszczalny oczekiwany czas braku dostaw mocy elektryc z-
nej do odbiorców końcowych, wyrażony w  godzinach na rok;  
3) wielkości mocy:  
a) zapewnian ej przez jednostki fizyczne nie wchodzące 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 zapotrz e-
bowania na moc w  systemie oraz wyników aukcji wstępnych.  
  
Dziennik  Ustaw  – 20 – Poz. 247 
 
 Art. 34. 1. Minister właściwy do spraw energii, po zasięgnięciu opinii Prezesa URE, określa, w  drodze rozporządz e-
nia, parametry najbliższej aukcji wstępnej, parametry na jbliższej aukcji głównej i  najbliższych aukcji dodatkowych, 
o których mowa w  art. 32 ust. 1 i 3, mając na względzie politykę energetyczną państwa, adekwatność stosowanych para -
metrów do potrzeb systemu, zapewnienie bezpieczeństwa systemu, równoprawne i  niedyskryminacyjne traktowanie  
dostawców mocy oraz mając na względzie przewidywaną dostępność zdolności przesyłowych oraz ich udział w  zapewni e-
niu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.  
2. Minister właściwy do spraw energii wydaje rozporządzenie, o  którym mowa w  ust. 1, nie później niż 18  tygodni 
przed rozpoczęciem każdej aukcji głównej.  
Art. 35. 1. W  przypadku wystąpienia awarii dedykowanego systemu teleinformatycznego, za pomocą którego aukcja 
jest lub ma zostać przeprowadzona:  
1) Prezes URE może, na wniosek operatora, wstrzymać rozpoczęcie aukcji mocy, w  drodze postanowienia;  
2) operator może wstrzymać, nie dłużej niż na 24  godziny, rozpoczęcie aukcji mocy lub zawiesić rozpoczętą aukcję 
mocy, niezwłocznie powiadamiając Prezesa URE oraz ministra właści wego do spraw energii wraz z  podaniem prz y-
czyn 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 zaw ieszoną aukcję mocy niezwłocznie po ustaniu przyczyn jej zawieszenia.  
4. Na postanowienie, o  którym mowa w  ust. 1 pkt 1 i ust. 2, nie przysługuje zażalenie.  
Art. 36. 1. Aukcja mocy kończy się, gdy zakończyła się:  
1) runda, w  której łączna wielkość obowiązk ów mocowych, dla których nie zostały złożone oferty wyjścia, z  uwzglę d-
nieniem 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 niepodz ielności, 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 jednos tek 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 ob o-
wiązków 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 jedn o-
stek 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 kole jnych najniższych jednostkowych wskaźników emisji dwutlenku węgla, a  w drugiej 
kolejności według czasu złożenia ofert wyjścia.  
7. W przypadku zakończenia aukcji mocy, w  wyniku której obowiązkiem mocowym zostały objęte jednostki rynku 
mocy składające się z  jednostek fizycznych zagranicznych, ceną obowiązków mocowych dla wszystkich takich jednostek 
w poszczególnych strefach, o  których mowa w  art. 6 ust. 6, jest najwyższa cena w  ofercie wyjścia dotyczącej jednostki 
rynku mocy objętej obowiązkiem mocowym  zlokalizowanej w  danej strefie.  
Art. 37. Jednostka fizyczna wchodząca w  skład jednostki rynku mocy, która mimo udziału w  aukcji głównej 
i aukcjach dodatkowych na ten sam rok dostaw nie została objęta obowiązkiem mocowym, może zostać wycofana 
z eksploatacj i 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.  
  
Dziennik  Ustaw  – 21 – Poz. 247 
 
 Art. 38. 1. Operator, w  terminie 3  dni roboczych od zakoń czenia 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 ob owiązków mocowych wynikających z  zawartych umów mocowych oraz okresów obowi ą-
zywania tych umów;  
3) cenę zamknięcia aukcji mocy.  
2. Operator przekazuje informację o  przebiegu aukcji mocy ministrowi właściwemu do spraw energii oraz Prezesowi 
URE, w  terminie 7  dni kalendarzowych od dnia zakończenia aukcji mocy.  
Art. 39. 1. W  przypadku gdy aukcja mocy została przeprowadzona z  naruszeniem przepisów ustawy lub warunków 
aukcji, lub uczestnik dopuścił się zachowania niezgodnego z  przepisami prawa lub regulaminem ryn ku 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 be z-
pieczeństwa 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 podmi o-
towej, 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 ene r-
gii ogłasza termin przeprowadzenia nowej aukcji mocy w  terminie 14  dni od dnia wydania decyzji o  unieważnieniu aukcji. 
Certyfikaty wydane przed unie ważnioną aukcją mocy zachowują ważność i  stanowią podstawę dopuszczenia do udziału 
w nowej aukcji.  
Art. 40. 1. Minister właściwy do spraw energii, corocznie, opracowuje sprawozdanie z  funkcjonowania rynku mocy 
w roku poprzednim, zawierające w  szczególności  informacje o  przebiegu certyfikacji ogólnej i  certyfikacji do aukcji mocy, 
wynikach aukcji mocy, wykonaniu obowiązków mocowych oraz aktualną i  przewidywaną sytuację w  zakresie mocy w y-
twórczych.  
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. 
Rozdzi ał 6 
Umowa mocowa  
Art. 41. Przez umowę mocową:  
1) dostawca mocy zobowiązuje się do wykonywania, przez oznaczony czas, obowiązku mocowego przez określoną 
jednostkę rynku mocy zgodnie z  wynikiem aukcji mocy;  
2) operator zobowiązuje się do:  
a) weryfikacji wykonywania obowiązku mocowego,  
b) przekazywania informacji niezbędnych do wystawienia przez dostawcę mocy dokumentów księgowych stanowi ą-
cych podstawę do wypłacenia wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego,  
c) ustalania wysokości kar nal eżnych 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 wyk o-
nywanie obowiązku mocowego.  
  
Dziennik  Ustaw  – 22 – Poz. 247 
 
 Art. 42. 1. Umowa mocowa zawiera co najmniej:  
1) oznac zenie 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 jednostki rynku mocy lub jej modernizacji, jeżeli umowa dotyczy 
nowej lub modernizowanej jednostki rynku mocy,  
d) wykonania testu zdoln ości redukcji zapotrzebowania, o  którym mowa w  art. 53 ust. 1, jeżeli umowa dotyczy ni e-
potwierdzonej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania;  
5) warunki jej rozwiązania;  
6) odpowiedzialność stron za niewykonanie lub nienależyte wykonanie umowy.  
2. Wzór umowy mocowej stanowi załącznik do regulaminu rynku mocy, o  którym mowa w  art. 83. 
Art. 43. W przypadku jednostki rynku mocy składającej się z  jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego, 
umowa, o  której mowa w  art. 6 ust. 3, z chwilą powstania ob owiązku mocowego tej jednostki w  wyniku aukcji mocy, staje 
się umową mocową, o  której mowa w  art. 41. 
Art. 44. 1. Umowa mocowa zostaje zawarta z  chwilą ogłoszenia wstępnych wyników aukcji, o  których mowa 
w art. 38 ust. 1, pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji.  
2. Umowa mocowa może zostać także zawarta w  wyniku transakcji na rynku wtórnym, z  chwilą wpisania tej transa k-
cji do rejestru.  
3. Umowę mocową zawiera się na czas oznaczony.  
4. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego staje się należne z  dniem rozpoczęcia okresu dostaw.  
5. Jeżeli umowa mocowa dotyczy nowej albo modernizowanej jednostki rynku mocy albo jednostki rynku mocy 
redukcji zapotrzebowania, o  której mowa w  art. 20 ust. 4, wynagrodzenie staje się należne pod warunkiem wykazania przez  
dostawcę mocy spełnienia wymagań, o  których mowa w  art. 52. 
Art. 45. Umowę mocową zawiera się w  formie elektronicznej pod rygorem nieważności.  
Art. 46. 1. Umowa mocowa ulega rozwiązaniu, jeżeli dotyczyła:  
1) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, a  dostawca mocy nie spełnił wymagań, o  których mowa w  art. 52 ust. 1; 
2) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, a  dostawca mocy nie spełnił wymagań, o  których mowa w  art. 52 ust. 2, 
przed zakończe niem 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 red ukcji 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 nast ąpiło 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 trwa nia umowy 
mocowej ulega skróceniu do jednego roku, a  operator zatrzymuje zabezpieczenie finansowe, o  którym mowa w  art. 50 
ust. 1, jako karę za niewykonanie umowy mocowej.  
4. W przypadku gdy umowa mocowa dotyczy nowej jednostki rynku mocy wytwórczej albo m odernizowanej jednos t-
ki rynku mocy wytwórczej, która na podstawie art. 25 ust. 5, w wyniku aukcji głównej, zawarła umowę mocową na okres 
dłuższy niż wynikający z  przepisów art. 25 ust. 4, a dostawca mocy nie spełnił obowiązku, o  którym mowa w  art. 52 ust. 2 
pkt 3 lit. c, czas trwania umowy mocowej ulega skróceniu do okresu określonego odpowiednio w  art. 25 ust. 4. 
  
Dziennik  Ustaw  – 23 – Poz. 247 
 
 Art. 47. 1. Jeżeli umowa mocowa uległa rozwiązaniu w  przypadku, o  którym mowa w  art. 46 ust. 1: 
1) operator zatrzymuje lub realizuje zabezpieczenie finansowe, o  którym mowa w  art. 50 ust. 1, jako karę za niewykon a-
nie 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 d o-
staw, który rozpoczął się przed spełnieniem przez d ostawcę mocy wymagań, o  których mowa w  art. 52 ust. 2, dostawca 
mocy płaci karę w  wysokości 15% wartości niewykonanego obowiązku mocowego, obliczonej na podstawie najwyższej 
ceny zamknięcia aukcji mocy dotyczącej danego roku dostaw.  
Rozdział 7  
Rynek wtórny  
Art. 48. 1. Dostawca mocy, w  ramach transakcji na rynku wtórnym, może po zakończeniu:  
1) aukcji dodatkowych – przenosić na jednostkę rynku mocy innego dostawcy mocy obowiązek mocowy w  części lub 
w całości, w  odniesieniu do całości okresu dostaw lub jego c zęści, z  zastrzeżeniem, że przedmiotem obrotu może być 
wyłącznie przyszła część okresu dostaw (obrót wtórny obowiązkiem mocowym);  
2) okresu zagrożenia – rozliczać w  całości lub w  części niewykonanie obowiązku mocowego dostarczeniem mocy przez 
inną jednostk ę rynku mocy ponad wielkość wymaganą w  tym okresie zagrożenia w  odniesieniu do tej jednostki zgo d-
nie 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 zap o-
trzebowania musi posiadać status jednostki potwierdzonej,  
b) jednostek rynku mocy składających się z  jednostek fizycznych zlokalizowanych w  tym samym systemie przes y-
łowym, z  tym że zastrzega się, że obowiązek mocowy jednostki rynku mocy składającej się z  jednostek fizyc z-
nych zagranicznych może być przeniesiony także na jednostkę rynku mocy składającą się z  jednostek fizycznych 
zlokalizowanych w  systemie;  
2) nie mogą dotyczyć:  
a) obowiązku mocowego wykonywanego przez nową jednostkę rynku mocy wytwórczą, jeżeli dostawca mocy nie 
spełnił wymagań, o  których mowa w  art. 52 ust. 2, 
b) jednostek rynku mocy, w  odniesieniu do których dostawca mocy nie uiścił kary, o  której mowa w  art. 59, 
c) jednostek rynku mocy redukcji zapotrzebowania, które nie wykonały testu zdolności redukcji zapotrzebowania,  
d) jednostek rynku mocy, które zakończyły testowy okres zagrożenia z  wynikiem negatywnym – do dnia otrzymania 
zgłoszenia, o  którym mowa w  art. 67 ust. 9, 
e) jednostek rynku mocy składających się z  jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego;  
3) muszą zostać zgłoszone do rejestru  w przypadku transakcji, o  których mowa w:  
a) ust. 1  pkt 1 – najpóźniej na dobę przed rozpoczęciem okresu, które go dotyczą,  
b) ust. 1  pkt 2 – najpóźniej w  5. dniu po zakończeniu danego okresu zagrożenia;  
4) muszą spełniać inne wymagania określone w  przepisach wydanych na podstawie art. 68. 
Art. 49. 1. Transakcja, o  której mowa w  art. 48 ust. 1, jest skuteczna, pod warunkiem że została zgłoszona do rejestru 
i operator nie wyraził sprzeciwu wobec transakcji oraz dokonał wpisu tej transakcji do rejestru.  
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. 
  
Dziennik  Ustaw  – 24 – Poz. 247 
 
 Rozdział 8  
Zabezpieczenia  
Art. 50. 1. W  przypadku udziału w  aukcji wstępnej lub wydania certyfikatu warunkowego, o  którym mowa 
w art. 26 ust. 1, odpowiednio uczestnik aukcji wstęp nej 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 wyspe cjalizowaną instytucję, na minimalnym poziomie określonym 
w przepisach wydanych na podstawie art. 51. 
3. Po opublikowaniu wyników aukcji wstępnej operator bezzwłocznie zwraca uczestnikowi aukcji wstępnej zabezpi e-
czenia finansowe:  
1) wniesione w  odniesieniu  do ofert, które nie zostały przyjęte;  
2) w zakresie różnicy między maksymalną wielkością mocy w  ofertach danego uczestnika aukcji wstępnej, wynikającą 
z wniesionego zabezpieczenia, a  wielkością mocy w  złożonych przez niego ofertach.  
4. Po wydaniu certyfik atu dla jednostki rynku mocy składającej się z  jednej lub większej ilości jednostek fizycznych 
zagranicznych operator niezwłocznie zwalnia zabezpieczenie finansowe wniesione przed aukcją wstępną w  wysokości 
równej iloczynowi stawki zabezpieczenia oraz wiel kości obowiązków mocowych, które dostawca mocy zamierza oferować 
w danej aukcji mocy w  odniesieniu do tej jednostki rynku mocy. Pozostałą część zabezpieczenia finansowego operator 
zatrzymuje.  
Art. 51. 1. Minister właściwy do spraw energii określi, w  drodze  rozporządzenia, szczegółowe warunki i  sposób 
wnoszenia zabezpieczenia finansowego, mając na względzie konieczność zapewnienia właściwego wykonania obowiązku 
mocowego przez dostawców mocy oraz proporcjonalność ustanawianego zabezpieczenia.  
2. Rozporządzeni e, 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 za bezpieczenie 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 finans owego 
oraz instytucje uprawnione do jego dokonania . 
Art. 52. 1. Dostawca mocy, który w  wyniku aukcji głównej zawarł umowę mocową dotyczącą nowej albo modern i-
zowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, w  terminie 12  miesięcy od dnia ogłoszenia ostatecznych wyn ików aukcji mocy, 
przedstawia operatorowi dokumenty potwierdzające:  
1) poniesienie nakładów finansowych w  wysokości co najmniej 10% całkowitych planowanych nakładów finansowych;  
2) zawarcie umów związanych z  inwestycją o  łącznej wartości wynoszącej co najm niej 20% całkowitych planowanych 
nakładów finansowych.  
2. Dostawca mocy, który w  wyniku aukcji głównej zawarł umowę mocową na więcej niż 1  rok dostaw, przed roz -
poczęciem pierwszego okresu dostaw, którego dotyczy zawarta umowa mocowa, przedstawia operatoro wi: 
1) w przypadku nowej lub modernizowanej jednostki rynku mocy – dokumenty potwierdzające możliwość dostarczenia 
mocy przez tę jednostkę, w  wielkości nie mniejszej niż 95% iloczynu mocy osiągalnej netto jednostki i  korekcyjnego 
współczynnika dyspozycyjno ści, określonych w  certyfikacie, przez ciągłą pracę przez okres co najmniej godziny;  
2) zrealizowanie zakresu rzeczowego inwestycji oraz planowanych nakładów finansowych na tę jednostkę rynku mocy;  
3) niezależną ekspertyzę potwierdzającą:  
a) poniesienie na kładów finansowych, o  których mowa odpowiednio w  art. 19 ust. 2 pkt 1, ust. 3 pkt 1 lub art. 20 
ust. 4 pkt 1, oraz  
b) spełnienie wymagań emisyjnych, o  których mowa odpowiednio w  art. 19 ust. 2 pkt 2 lit. b, ust. 3 pkt 4 lit. b, lub 
parametrów technicznych,  o których mowa w  art. 20 ust. 4 pkt 2 lit. b, 
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 n a okres 
dłuższy niż wynikający z  art. 25 ust. 4; 
4) wielkość udzielonej pomocy publicznej, o  której mowa w  art. 62 ust. 1. 
  
Dziennik  Ustaw  – 25 – Poz. 247 
 
 Art. 53. 1. Nie później niż na miesiąc przed rozpoczęciem okresu dostaw określonego w  umowie mocowej dotycz ą-
cej niepotwierdzonej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania dostawca mocy wykonuje test zdolności redukcji 
zapotrzebowania, zwany dalej „testem”, polegający na dostarczaniu mocy w  sposób ciągły przez okres co najmniej godziny.  
2. Test przeprowadza o perator 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 dyspozycyjno ści wskazanych 
w certyfikacie, uznaje się to za pozytywny wynik testu, a  operator wydaje potwierdzenie zdolności redukcji zapotrz e-
bowania;  
2) mniejszej niż 80% iloczynu mocy osiągalnej i  korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności wskazanych w  certyfik a-
cie, uznaje się to za negatywny wynik testu.  
5. Dostawca mocy, na podstawie wniosku złożonego nie później niż 3  dni robocze po przeprowadzeniu testu, otrz y-
muje potwierdzenie, o  którym mowa w  ust. 4 pkt 1, mimo negatywnego jego wyniku, jeżeli dostarczył moc w  wysokości 
nie mniejszej niż 50% iloczynu mocy osiągalnej i  korekcyjnego współczynnika dyspozycyjnośc i wskazanych w certyfik a-
cie. Potwierdzenie określa moc osiągalną odpowiadającą rzeczywiście wykonanemu obowiązkowi mocowemu podczas 
testu. W  takim przypadku obowiązek mocowy tej jednostki i  wynagrodzenie określone w  umowie mocowej oraz moc osiąga l-
ną określoną w  certyfikacie, obniża się odpowiednio.  
Art. 54. Dostawca mocy otrzymuje zwrot zabezpieczenia finansowego z  chwilą:  
1) przedstawienia dokumentów, o  który ch mowa w  art. 52 ust. 2; 
2) otrzymania potwierdzenia, o  którym mowa w  art. 53 ust. 4 pkt 1, albo w  przypadku zawarcia umowy mocowej na 
więcej niż 1  rok dostaw – otrzymania tego potwierdzenia i  przedstawienia dokumentów, o  których mowa w  art. 52 
ust. 2; 
3) otrzymania potwierdzenia, o  którym mowa w  art. 53 ust. 5, albo w  przypadku zawarcia umowy mocowej na więcej 
niż 1  rok dostaw – otrzymania tego potwierdzenia i  przedstawienia dokumentów, o  których mowa w  art. 52 ust. 2, 
z zastrzeżeniem, że w  obu tych przyp adkach operator zwraca zabezpieczenie finansowe pomniejszone proporcjona l-
nie o  wartość wynikającą z  wyniku testu zdolności redukcji zapotrzebowania;  
4) stwierdzenia wygaśnięcia certyfikatu, na wniosek dostawcy mocy, zgodnie z  art. 24 ust. 2 pkt 3; 
5) wygaś nięcia certyfikatu zgodnie z  art. 24 ust. 2 pkt 1. 
Rozdział 9  
Rejestr rynku mocy  
Art. 55. 1. Rejestr prowadzi operator.  
2. Rejestr jest elektroniczną platformą prowadzenia rynku mocy, gromadzenia, przetwarzania i  wymiany danych hand -
lowych , 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 r ynku 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 zł ożenia;  
9) ogłoszonych okresów zagrożenia;  
10) obowiązujących umów mocowych;  
  
Dziennik  Ustaw  – 26 – Poz. 247 
 
 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 za kończenia certyfikacji do aukcji głównej 
wskazanej zgodnie z  art. 12 ust. 2 pkt 7; 
2) jednostki fizycznej innej niż określona w  pkt 1 – zachowuje ważność do rozpoczęcia certyfikacji ogólnej w  kolejnym 
roku.  
5. Operator zapewnia wgląd do rejestru ministrowi  właściwemu do spraw energii i  Prezesowi URE, z  zachowaniem 
przepisów o  ochronie informacji niejawnych lub innych informacji prawnie chronionych.  
6. Rejestr jest jawny dla uczestników rynku mocy, z  zachowaniem przepisów o  ochronie informacji niejawnych lub  
innych informacji prawnie chronionych.  
7. Operator administruje i  przetwarza dane zawarte w  rejestrze w  trybie i  na zasadach określonych w  przepisach 
ustawy z  dnia 29  sierpnia 1997  r. o ochronie danych osobowych (Dz.  U. z 2016  r. poz.  922 oraz z 2018 r. poz. 138 i 723 )6). 
Art. 56. 1. Operator prowadzi rejestr, dbając o  bezpieczeństwo, aktualność i  trwałość danych w  nim zapisanych.  
2. Domniemywa się, że dane zapisane w  rejestrze są zgodne ze stanem faktycznym.  
3. Oświadczenia składane w  rejestrze zostają złożone z  chwilą wpisu do tego rejestru.  
4. Wnioski, informacje i  oświadczenia składane w  rejestrze opatruje się kwalifikowanym podpisem elektronicznym.  
DZIAŁ III  
Wykonanie obowiązku mocowego i  rozliczenia na rynku mocy  
Rozdział 1  
Wykonanie obowiązku mocowego  
Art. 57. 1. Wykonywanie obowiązku mocowego polega na:  
1) pozostawaniu w  gotowości do dostarczania przez jednostkę rynku mocy określonej w  umowie mocowej mocy ele k-
trycznej do systemu oraz  
2) dostarczeniu mocy elektrycznej do sys temu w  okresach zagrożenia w  wielkości równej skorygowanemu obowiązkowi 
mocowemu, o  którym mowa w  art. 58 ust. 1 – w przypadku jednostki rynku mocy składającej się z  jednostek fizyc z-
nych zlokalizowanych w  systemie oraz jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych połączenia międz y-
systemowego , lub 
3) dostarczeniu mocy elektrycznej do systemu przesyłowego państwa członkowskiego Unii Europejskiej, bezpośrednio 
połączonego z  systemem, lub pozostawanie w  gotowości do dostarczenia mocy, w  okresach zagrożenia 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.  
                                                           
6) Ustawa utraciła moc z dniem 25 maja 2018 r. z wyjątkiem art. 1, art. 2, art. 3 ust. 1, art. 4 –7, art. 14 –22, art. 23 –28, art. 31 oraz 
rozdziałów 4, 5 i 7, które zachowały  moc w odniesieniu do przetwarzania danych osobowych w celu rozpoznawania, zapobiegania, 
wykrywania i zwalczania czynów zabronionych, prowadzenia postępowań w sprawach dotyczących tych czynów oraz wykonywania 
orzeczeń w nich wyd anych, 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 wdraż a-
jących dyrektywę Parlamentu Eu ropejskiego 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 post ę-
powań przygotowawczych, wykrywania i ścig ania 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 os obowych (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.  
  
Dziennik  Ustaw  – 27 – Poz. 247 
 
 2. Obowiązek , o którym mowa w:  
1) ust. 1 pkt 1, powstaje z  dniem rozpoczęcia okresu dostaw, na który została zawarta umowa mocowa , i trwa do czasu 
zakończenia tego okresu;  
2) ust. 1  pkt 2 i 3, powstaje z  chwilą rozpoczęcia każdego okresu zagrożenia i  trwa do jego zakończenia.  
3. Dostawca mocy w ykonuje obowiązek mocowy w  zakresie dostarczenia mocy w  okresie zagrożenia dla jednostki 
rynku mocy zlokalizowanej w  systemie:  
1) w skład której wchodzą wyłącznie jednostki fizyczne uczestniczące aktywnie w  bilansowaniu systemu w  ramach 
mechanizmu centraln ego bilansowania – przez zapewnienie wymaganej mocy dyspozycyjnej oraz wykonywanie 
poleceń operatora, zgodnie z  procedurami, o  których mowa w  art. 9g ust. 6 ustawy  z dnia 10  kwietnia 1997  r. – Prawo 
energetyczne;  
2) innej niż określona w  pkt 1 przez:  
a) wytwarzanie energii elektrycznej – w przypadku jednostki rynku mocy wytwórczej,  
b) czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z  sieci elektroenergetycznej – w przypadku jednostki rynku 
mocy redukcji zapotrzebowania.  
4. Dostawca mocy wykonuje obowiązek mocowy w  zakresie dostarczenia mocy w  testowym okresie zagrożenia dla 
jednostki rynku mocy składającej się z  jednostek fizycznych zagranicznych przez:  
1) wytwarzanie energii elektrycznej – w przypadku jednostki rynku mocy z agranicznej wytwórczej;  
2) czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z  sieci elektroenergetycznej – w przypadku jednostki rynku mocy 
zagranicznej redukcji zapotrzebowania.  
5. Skorygowany obowiązek mocowy uznaje się za wykonany w  okresie zagrożenia p rzez jednostki rynku mocy skł a-
dające 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 zagrożenia większy lub równy su mie 
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 proporc jonalne 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 udostępnionyc h w odniesieniu do danego połączenia międzysystem o-
wego 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 ró w-
nej lub wyższej od wielkości skorygowanych obowiązków mocowych jednostek rynku mocy odpowiadających p o-
szczególnym połączeniom międzysystemow ym. 
7. Skorygowany obowiązek mocowy uznaje się za wykonany w  okresie zagrożenia przez jednostki rynku mocy skł a-
dające się z  jednostek fizycznych zagranicznych, jeżeli:  
1) zmierzony przepływ mocy ze strefy, o  której mowa w  art. 6 ust. 6, w której zlokalizow ana jest dana jednostka, był 
w okresie zagrożenia większy lub równy sumie wszystkich wielkości skorygowanego obowiązku mocowego przyn a-
leżnych do wykonania przez jednostki rynku mocy zlokalizowane w  danej strefie, albo  
2) moc dostarczana przez daną jednostk ę 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 połączon ego 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 skory gowan e-
go 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 wytwar zania lub 
obniżenia poboru energii elektrycznej złożone przez tę jednostkę na giełdzie energii i  rynku bilansującym, była nie 
niższa od skorygowanego obowiązku mocowego tej jednostki.  
  
Dziennik  Ustaw  – 28 – Poz. 247 
 
 8. W przypadku jednostek rynku mocy redukcji zapotrzebowania składającyc h się z  jednostek fizycznych zagranic z-
nych 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 elektr ycznej w  danym 
roku dostaw.  
9. Operator ogłasza okres zagrożenia, publikując ostrzeżenia na swojej stronie internetowej i  dokonując wpisu 
w rejestrze. Ostrzeżenie publikuje się nie później niż osiem godzin przed rozpoczęciem okresu zagrożenia.  
10. Operator  może nie ogłaszać okresu zagrożenia mimo obniżenia wielkości nadwyżki mocy dostępnej w  procesach 
planowania dobowego pracy systemu poniżej wartości wymaganej, określonej zgodnie z  art. 9g ust. 4 pkt 9 ustawy  z dnia 
10 kwietnia 1997  r. – Prawo energetyczne , w przypadkach określonych w  przepisach wydanych na podstawie art. 68. 
Art. 58. 1. Skorygowany obowiązek mocowy jednostki rynku mocy oblicza się na podstawie:  
1) wielkości obowiązku mocowego, wynikającej z  umów mocowych dotyczących tej jednostki;  
2) progn ozowanego:  
a) zapotrzebowania na moc w  systemie w  okresie zagrożenia,  
b) wytwarzania energii elektrycznej w  jednostkach fizycznych wytwórczych nieobjętych obowiązkiem mocowym;  
3) łącznej wielkości obowiązków mocowych objętych umowami mocowymi w  okresie dostaw, z  uwzględnieniem ust. 4. 
2. Wraz z  ogłoszeniem okresu zagrożenia, operator publikuje informacje umożliwiające dostawcy mocy oszacowanie 
skorygowanego obowiązku mocowego, w  tym wielkości, o  których mowa w  ust. 1 pkt 2 i 3. 
3. Skorygowany obowiązek m ocowy jednostki rynku mocy jest mniejszy lub równy wielkości obowiązku mocowego 
wynikającego z  umów mocowych dotyczących tej jednostki.  
4. Przy rozliczaniu wykonania obowiązku mocowego w  zakresie dostarczenia mocy w  okresie zagrożenia uwzględnia 
się brak m ożliwości dostarczenia tej części mocy, która nie została dostarczona w  wyniku:  
1) ograniczeń sieciowych wynikających z  poleceń ruchowych operatora lub operatora systemu dystrybucyjnego;  
2) zdarzenia nagłego, nieprzewidywalnego i  niezależnego od woli stron, którego skutkom nie można było zapobiec ani 
przeciwdziałać przy zachowaniu należytej staranności, uniemożliwiającego dostawcy mocy wykonanie obowiązku 
mocowego w  wielkości wyższej niż 40% (siła wyższa).  
5. Operator systemu dystr ybucyjnego przekazuje operatorowi dane pomiarowe dotyczące jednostek fizycznych 
tworzących jednostkę rynku mocy na potrzeby weryfikacji wykonania obowiązku mocowego oraz na potrzeby rozliczeń. 
Przepis art. 9c ust. 3a ustawy z  dnia 10  kwietnia 1997  r. – Prawo energetyczne stosuje się odpowiednio.  
6. Operator informuje dostawcę mocy oraz zarządcę rozliczeń o  wykonaniu, przez dostawcę mocy, obowiązku moc o-
wego w  danym miesiącu, w  terminie 7  dni po zakończeniu każdego miesiąca.  
Art. 59. 1. Dostawca mocy, który n ie 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 okre ślony w  przepisach wydanych na podstawie art. 68. 
3. W przypadku gdy niewykonanie obowiązku mocowego dotyczy jednostki rynku mocy składającej się z  jednostek 
fizycznych połączenia międzysystemowego:  
1) jeżeli, udostępnione przez operatora, zdolności wymian y transgranicznej na połączeniach międzysystemowych dot y-
czących 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 udostępni one 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 ró w-
nych.  
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.  
  
Dziennik  Ustaw  – 29 – Poz. 247 
 
 5. Suma kar należnych od dostawcy mocy w  miesiącu nie może przekroczyć jednej piątej najwyższej dopuszczalnej 
sumy kar określonej zgodnie z  ust. 4. 
6. W przypadkach kar, o  których  mowa w  ust. 3, przepisy ust. 4 i 5 stosuje się odpowiednio, traktując operatora 
i dostawcę mocy łącznie jak jednego dostawcę mocy.  
7. Okresem rozliczeniowym w  przypadku kar jest miesiąc.  
Rozdział 2  
Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego i  proces rozliczeń  
Art. 60. 1. Dostawca mocy otrzymuje wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego po zakończeniu każd e-
go miesiąca okresu dostaw. Za wykonanie obowiązku mocowego dostawca mocy wystawia fakturę operatorowi, na po d-
stawie 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 miesiąca, zgodnie z  informacją, o  której mow a 
w art. 58 ust. 6, i odpowiadającej danemu obowiązkowi mocowemu cenie obowiązku mocowego, z  uwzględnieniem 
art. 62. 
3. Określona w  umowie mocowej cena obowiązku mocowego jest ceną zamknięcia aukcji głównej albo aukcji doda t-
kowej.  
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 Stat y-
stycznego, ogłoszonym w  Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Po lskiej „Monitor Polski” za rok poprzedzający rok 
ustalania stawek opłaty mocowej na dany rok dostaw.  
Art. 61. 1. Rozliczeń finansowych rynku mocy dokonuje zarządca rozliczeń rynku mocy, zwany dalej „zarządcą ro z-
liczeń”.  
2. Zadania zarządcy rozliczeń wykonu je 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 rozwiąz a-
niem umów długoterminowych sprzedaży mocy i  energii elektrycznej ( Dz. U. z 2019 r. poz. 1874 ). 
3. Wynagrodzenie, o  którym mowa w  art. 60 ust. 1, wypłaca dostawcy mocy zarządca rozliczeń na podstawie pisemnej 
dyspozycji operatora zawierającej zestawienie kwot brutto należnych za dany miesiąc poszczególnym dostawcom mocy.  
Art. 62. 1. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla nowej i  modernizowanej jednostki rynku m o-
cy wytwórczej pomniejsza się o  wielkość pomocy publicznej o  charakterze inwestycyjnym przeznaczonej na budowę lub 
modernizację tej jednostki, udzielonej do czasu r ozpoczęcia 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.  
Art. 63. 1. Wynagrodzenie za wykonywan ie obowiązku mocowego dla jednostki rynku mocy wytwórczej, w  skład 
której wchodzi jednostka fizyczna będąca instalacją spalania wielopaliwowego w  rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy  z dnia 
20 lutego 2015  r. o odnawialnych źródłach energii i  układem hybrydowym w rozumieniu art. 2 pkt 34 tej ustawy, koryguje 
się w  związku z  otrzymywaniem świadectw pochodzenia w  rozumieniu tej ustawy . 
1a.7) Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego  dla jednostki rynku mocy wytwórczej, w  skład której 
wchodzi jednostka fizyczna będąca jednostką kogeneracji w  rozumieniu ustawy z  dnia 14  grudnia 2018  r. o promowaniu 
energii elektrycznej z  wysokosprawnej kogeneracji (Dz.  U. z 2019  r. poz.  42 i 412 ), kory guje się w  związku z otrzymyw a-
niem:  
1) premii gwarantowanej albo  
2) premii gwarantowanej indywidualnej, albo  
3) premii kogeneracyjnej, albo  
4) premii kogeneracyjnej indywidualnej  
– w rozumieniu tej ustawy.  
                                                           
7) Dodany przez art. 98 pkt 1 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z  wysokosprawnej kogeneracji  
(Dz. U. z 2019 r. poz.  42), która weszła w życie z dniem 25 stycznia 2019 r.  
  
Dziennik  Ustaw  – 30 – Poz. 247 
 
 2.8) Korekty, o  której mowa w  ust. 1 i 1a, za dany  okres dokonuje się, pomniejszając obowiązek mocowy, za który 
przysługuje wynagrodzenie, o  wolumen mocy wynikający z:  
1) przyznanych za ten okres świadectw pochodzenia w  rozumieniu ustawy wymienionej w  ust. 1 lub 
2) ilości energii elektrycznej wytworzonej w tej jednostce, objętej obowiązkiem mocowym, w  odniesieniu do której 
uzyskano premię w  rozumieniu ustawy wymienionej w  ust. 1a. 
2a.9) Korekta, o  której mowa w  ust. 1 i 1a, nie może być wyższa niż wynagrodzenie wynikające z  wielkości  
obowiązku mocowego  i ceny obowiązku mocowego.  
3.10) Wynagrodzenie za wykonanie obowiązku mocowego dla jednostki rynku mocy, o  której mowa w  ust. 1 i 1a, w y-
płaca się po przedstawieniu informacji o:  
1) przyznanych za ten okres świadectw pochodzenia, o  których mowa w  ustawie wy mienionej 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 weryf i-
kację informacji, o  których mowa w  ust. 3. 
Art. 64. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla jednostki rynku mocy składającej się z:  
1) jednostki fizycznej zagranicznej – wypłaca się po przedstawieniu przez operatora systemu przesyłowego, właściwego 
ze względu na lokalizację tej jednostki, danych pomiarowo -rozliczeniowych za dany okres lub innych informacji p o-
zwalających na dokonanie rozliczeń;  
2) jednostki fizycznej połączenia międzysystemowego – dzieli się w  równych częściach między dostawcę mocy i  opera-
tora. 
Art. 65. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego oraz premię, o  której mowa w  art. 66 ust. 1, powię k-
sza się o  należny podatek od towarów i  usług w  rozumieniu ustawy z  dnia 11  marca 2004  r. o podatku od towarów i  usług 
(Dz. U. z 2018 r. poz. 2174, z późn. zm.11)). 
Art. 66. 1. Dostawca mocy, który w  danym okresie zagrożenia dostarczył moc ponad skorygowany obowiązek  
mocowy jednostki rynku mocy zlokalizowanej w  systemie, otrzymuje premię wynikającą z  redystrybucji środków pienię ż-
nych z  kar z a niewykonanie obowiązku mocowego, o  ile zostały naliczone, zwaną dalej „premią”.  
2. Premię otrzymuje także dostawca mocy, który w  okresie zagrożenia dostarczył moc przez jednostkę rynku mocy 
certyfikowaną na dany rok dostaw, lecz nie zawarł umowy mocowej w odniesieniu do tej jednostki, obejmującej okres, 
w którym wystąpił okres zagrożenia.  
3. Okresem rozliczeniowym w przypadku premii jest rok kalendarzowy.  
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 w ysokości 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 dwukro t-
ność jednostkowej stawki kary za niewykonanie obowiązku  mocowego w  danym okresie dostaw.  
6. Dostawca mocy po zakończeniu każdego roku kalendarzowego wystawia operatorowi fakturę z  tytułu premii 
w danym roku, na podstawie informacji operatora przekazanej temu dostawcy do końca miesiąca następującego po zako ń-
czeniu roku.  
7. Premię wypłaca dostawcy mocy zarządca rozliczeń na podstawie pisemnej dyspozycji operatora zawierającej z e-
stawienie kwot brutto należnych za dany rok kalendarzowy poszczególnym dostawcom mocy.  
                                                           
8) W brzmieniu ustalonym przez art. 98 pkt 2 ustawy, o której mowa w odnośniku 7. 
9) Dodany przez art. 98 pkt 3 ustawy, o której mowa w odnośniku 7. 
10) W brzmieniu ustalonym przez art. 98 pkt 4 ustawy, o której mowa w odnośniku 7. 
11) Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2018 r. poz.  2193, 2215, 2244, 2354, 2392 i 2433 oraz 
z 2019 r. poz. 675, 1018, 1495, 1520, 1751 , 1818 , 2166  i 2200.  
  
Dziennik  Ustaw  – 31 – Poz. 247 
 
 Art. 67. 1. Po zakończeniu każdego kwartału w  roku dostaw, dostawca mocy, który był stroną umowy mocowej, w y-
kazuje 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 dosta r-
czała 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 – wytwor zenie energii elektrycznej w  wielkości nie mniejszej niż najwyższy ob o-
wiązek 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 zagrożenia dla wybr a-
nych jednostek rynku mocy objętych obowiązkiem mocowym. W  przypadku pozytywnego wyniku testowego okresu z a-
grożenia, operator pokrywa na wniosek d ostawcy mocy uzasadnione koszty związane z  jego wykonaniem dla jednostki 
rynku mocy, przy czym wysokość rekompensaty  nie może być wyższa  niż równowartość tygodniowego wynagrodzenia 
dostawcy mocy w  odniesieniu do tej jednostki rynku mocy.  
6. Wynik testowego  okresu zagrożenia dla dostawcy mocy, wobec którego operator ogłosił testowy okres zagrożenia, 
jest: 
1) pozytywny, jeżeli dostarczona moc przez jednostkę rynku mocy jest nie mniejsza od pełnej wielkości obowiązku 
mocowego w  testowym okresie zagrożenia albo  
2) negatywny, w  przypadku innym niż określony w  pkt 1. 
7. Operator może ogłosić testowy okres zagrożenia w  odniesieniu do jednej jednostki rynku mocy nie częściej niż raz 
na kwartał. Jeżeli wynik testowego okresu zagrożenia jest negatywny, operator może o głaszać kolejne testowe okresy za-
grożenia w  tym samym kwartale, po zgłoszeniu gotowości przez dostawcę mocy, aż do uzyskania jego pozytywnego wyniku.  
8. W przypadku negatywnego wyniku testowego okresu zagrożenia, dostawca mocy każdorazowo uiszcza karę za 
niewykonanie obowiązku mocowego. Przepisy art. 59 ust. 2 i 4–7 stosuje się odpowiednio.  
9. Za okres od testowego okresu zagrożenia zakończonego wynikiem negatywnym do dnia otrzymania od dostawcy 
mocy zgłoszenia gotowości do wykonania obowiązku mocowego prze z jednostkę rynku mocy dostawcy mocy nie przysł u-
guje wynagrodzenie za wykonywanie tego obowiązku.  
10. Brak wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego w  okresie, o  którym mowa w  ust. 9, nie zwalnia d o-
stawcy mocy z  obowiązku dostarczenia mocy w  okresie zagrożenia.  
11. Operator niezwłocznie informuje zarządcę rozliczeń o  niedokonaniu przez dostawcę mocy demonstracji lub testów,  
o których mowa w  ust. 2 i 5. 
Art. 68. 1. Minister właściwy do spraw energii określi, w  drodze rozporządzenia, szczegółowe warunki  i sposób w y-
konania 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 zapewni ających wykonanie obowiązków mocowych, bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej do odbio r-
ców końcowych oraz sprawne przeprowadzanie transakcji, a  także ograniczenie możliwości manipulacji i  nadużywania 
pozycji rynkowej przez dostawców mocy.  
2. Rozporządz enie, o  którym mowa w  ust. 1, określa:  
1) standard bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych rozumiany jako dopuszczalny ocz e-
kiwany czas braku dostaw mocy elektrycznej do odbiorców końcowych, wyrażony w  godzinach na rok;  
2) procedur ę ogłaszania okresu zagrożenia oraz przypadki, w  których operator może nie ogłaszać okresu zagrożenia 
mimo obniżenia się nadwyżki mocy dostępnej w  procesach planowania dobowego pracy systemu poniżej wartości 
wymaganej;  
3) dni i godziny, w  których może wyst ąpić okres zagrożenia;  
  
Dziennik  Ustaw  – 32 – Poz. 247 
 
 4) sposób wyznaczania wielkości mocy dostarczonej w  wyniku czasowego ograniczenia mocy pobieranej z  sieci elektro -
energetycznej  przez jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania;  
5) sposób dokonania demonstracji;  
6) wymagania w  zakresie dopuszczalności prowadzenia obrotu obowiązkami mocowymi i  ich realokacji, w  tym min i-
malną wielkość tego obowiązku, która może być przeniesiona;  
7) sposób obliczenia jednostkowej stawki kary za niewykonanie obowiązku mocowego.  
Rozdział 3  
Opłata moc owa 
Art. 69. 1. Operator pobiera opłatę na wypłatę wynagrodzenia za wykonywanie obowiązków mocowych, odpowiad a-
jącą kosztom zakupionego obowiązku mocowego oraz uzasadnionym kosztom rozliczeń, o  których mowa w  art. 77 ust. 4, 
zwaną dalej „opłatą mocową”.  
2. Operator pobiera opłatę mocową od:  
1) odbiorcy końcowego przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej;  
2) operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, zwanego dalej „płatnikiem opłaty mocowej”;  
3) przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego  działalność gospodarczą w  zakresie przesyłania lub dystrybucji ene r-
gii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty mocowej, przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej;  
4) przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną przyłączoneg o bezpośrednio do sieci przesył o-
wej. 
3. Płatnik opłaty mocowej pobiera opłatę mocową od przyłączonych bezpośrednio do jego sieci dystrybucyjnej:  
1) odbiorcy końcowego;  
2) przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w  zakresie przes yłania lub dystrybucji ene r-
gii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty mocowej;  
3) przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną.  
4. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w  zakresie przesyłania lub dystry bucji energii 
elektrycznej, niebędące płatnikiem opłaty mocowej, pobiera opłatę mocową od przyłączonych bezpośrednio do sieci dy s-
trybucyjnej tego przedsiębiorstwa:  
1) odbiorcy końcowego;  
2) przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną ; 
3) przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w  zakresie przesyłania lub dystrybucji ene r-
gii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty mocowej.  
5. Przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię elektryczną pobiera opłatę m ocową od przyłączonych bezp o-
średnio do urządzeń, instalacji lub sieci tego przedsiębiorstwa:  
1) odbiorcy końcowego;  
2) przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego 
płatnikiem opłaty mocow ej. 
6. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w  zakresie przesyłania, dystrybucji lub w y-
twarzania energii elektrycznej uznaje się za odbiorcę końcowego w  części, w  jakiej na podstawie umowy z  przedsiębio r-
stwem energetycznym otrzymuje ono lub pobiera z  urządzeń, instalacji lub sieci przedsiębiorstwa energetycznego energię 
elektryczną i  zużywa ją na własny użytek. Do własnego użytku nie zalicza się energii elektrycznej zużytej na potrzeby 
wytwarzania, przesyłania lub dystrybucj i energii elektrycznej.  
7. Przedsiębiorstwo, o  którym mowa w  ust. 6, wnosi opłatę mocową do przedsiębiorstwa, do którego urządzeń, inst a-
lacji lub sieci jest przyłączone.  
8. Operator, płatnik opłaty mocowej oraz przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące dzia łalność gospodarczą 
w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej, niebędące płatnikiem opłaty mocowej, uwzglę d-
niają w  taryfie za usługi przesyłania, dystrybucji lub sprzedaży energii elektrycznej wysokość stawek opłaty mocowej, 
o których mowa w  art. 70, oraz warunki ich stosowania.  
  
Dziennik  Ustaw  – 33 – Poz. 247 
 
 Art. 70. 1. Stawki opłaty mocowej ustala się odrębnie, w  odniesieniu do odbiorców końcowych:  
1) pobierających energię elektryczną w  gospodarstwie domowym – jako stawkę miesięczną, zależną od rocznego z uży-
cia energii elektrycznej, płatną za punkt poboru energii elektrycznej rozumiany jako punkt w  sieci elektroenergetyc z-
nej, w  którym mierzony jest pobór energii elektrycznej przez układ pomiarowo -rozliczeniowy, określony w  umowie 
o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub w  umowie sprzedaży energii elektrycznej, lub w  umowie 
kompleksowej;  
2) innych niż określonych w  pkt 1 – jako stawkę stosowaną do wolumenu energii elektrycznej pobranej z  sieci w  wybr a-
nych godzinach doby, wyrażoną w  złotych za kWh energii elektrycznej.  
2. Opłatę mocową należną od odbiorcy końcowego, o  którym mowa w  ust. 1 pkt 2, oblicza się jako  iloczyn stawki 
opłaty mocowej dla danej grupy odbiorców oraz ilości energii elektrycznej pobranej z  sieci w  wybranych godzinach doby.  
3. Podstawą do obliczenia opłaty mocowej pobieranej od odbiorcy przemysłowego, który złożył oświadczenie, 
o którym mowa w  art. 71 ust. 2, i dla którego wartość współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej wyniosła:  
1) nie mniej niż 3% i  nie więcej niż 20% – jest 80%,  
2) więcej niż 20% i  nie więcej niż 40% – jest 60%,  
3) więcej niż 40% – jest 15%  
– ilości energii elektrycznej pobranej z  sieci i  zużytej przez tego odbiorcę w  wybranych godzinach doby.  
4. Opłatę mocową należną od przedsiębiors twa wykonującego działalność gospodarczą w  zakresie przesyłania, dy s-
trybucji lub wytwarzania energii elektrycznej oblicza się jako:  
1) sumę iloczynów stawki opłaty mocowej dla poszczególnych przedziałów rocznego zużycia energii elektrycznej oraz 
liczby odb iorców końcowych, o  których mowa w  ust. 1 pkt 1; 
2) sumę iloczynów stawki opłaty mocowej dla danej grupy odbiorców oraz ilości energii elektrycznej pobranej z  sieci 
w wybranych godzinach doby przez odbiorców końcowych, o  których mowa w  ust. 1 pkt 2. 
Art. 71. 1. Przez odbiorcę przemysłowego rozumie się odbiorcę końcowego:  
1) którego przeważającą działalnością gospodarczą jest działalność określona w  Polskiej Klasyfikacji Działalności 
(PKD) i  oznaczona następującymi kodami: 0510; 0729; 0811; 0891; 0893;  0899; 1032; 1039; 1041; 1062; 1104; 
1106; 1310; 1320; 1394; 1395; 1411; 1610; 1621; 1711; 1712; 1722; 1920; 2012; 2013; 2014; 2015; 2016; 2017; 
2060; 2110; 2221; 2222; 2311; 2312; 2313; 2314; 2319; 2320; 2331; 2342; 2343; 2349; 2399; 2410; 2420; 2431; 
2432; 2434; 2441; 2442; 2443; 2444; 2445; 2446; 2720; 3299; 2011; 2332; 2351; 2352; 2451; 2452; 2453; 2454; 
2611; 2680; 3832;  
2) dla którego wartość współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej wynosi nie mniej niż 3%;  
3) który w  roku kalendarzowy m poprzedzającym rok, za który pobierana jest opłata mocowa, zużył nie mniej niż 
100 GWh energii elektrycznej.  
2. Odbiorca przemysłowy składa Prezesowi URE oświadczenie potwierdzające:  
1) wykonywanie działalności gospodarczej oznaczonej kodami Polskiej Kla syfikacji Działalności (PKD), o  których 
mowa w  ust. 1 pkt 1, 
2) ilość zużytej energii elektrycznej w  roku kalendarzowym poprzedzającym rok, za który pobierana jest opłata mocowa,  
3) wartość współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej,  
4) ilość energii elektrycznej stanowiącej podstawę do obliczania opłaty mocowej wyrażoną w  procentach  
– wraz z  opinią biegłego rewidenta potwierdzającą prawidłowość wyliczenia wartości współczynnika intensywności zuż y-
cia energii elektrycznej, do dnia 30  listopada roku poprzedzającego rok, za który jest pobierana opłata mocowa.  
3. Prezes URE sporządza wykaz odbiorców przemysłowych, którzy złożyli oświadczenie, o  którym mowa w  ust. 2, 
wraz z  informacją, o  której mowa w  ust. 4, i ogłasza go w  Biuletynie Informacj i Publicznej URE, do dnia 31  grudnia roku 
poprzedzającego rok, za który pobierana jest opłata mocowa.  
4. Informacja zawiera:  
1) nazwę i  adres siedziby odbiorcy przemysłowego;  
2) numer w  rejestrze przedsiębiorców w  Krajowym Rejestrze Sądowym lub numer ident yfikacji podatkowej (NIP);  
3) dane dotyczące ilości energii elektrycznej stanowiącej podstawę do obliczenia opłaty mocowej, wyrażonej w  procentach.  
  
Dziennik  Ustaw  – 34 – Poz. 247 
 
 5. Odbiorca przemysłowy, który złożył oświadczenie, o  którym mowa w  ust. 2, jest obowiązany do dnia 31  sierpnia 
roku następującego po roku, za który jest pobierana opłata mocowa, przekazać Prezesowi URE:  
1) informację o:  
a) ilości energii elektrycznej pobranej z  sieci i  zużytej w  roku realizacji obowiązku,  
b) spełnianiu warunków, o  których mowa w  ust. 1; 
2) oświadczenie o następującej treści:  
„Świadomy odpowiedzialności karnej za złożenie fałszywego oświadczenia wynikającej z  art. 233 § 6 ustawy  z dnia 
6 czerwca 1997  r. – Kodeks karny oświadczam, że:  
1) dane zawarte w  informacji, o  której mowa w  art. 71 ust. 5 pkt 1 ustawy  z dnia 8  grudnia 2017  r. o rynku mocy 
(Dz. U. z 2020 r. poz. 247), są zgodne z  prawdą;  
2) znane mi są i  spełniam warunki określone w  art. 70 ust. 3 ustawy , o której mowa w  pkt 1.”; 
klauzula ta zastępuje pouczenie organu o  odpowiedzialności karnej za składanie fałszywych oświadczeń.  
Art. 72. Do obliczania współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej, o  którym mowa w  art. 70 ust. 3, 
stosuje się odpowiednio przepisy wydane na podstawie art. 53 ust. 4 ustawy  z dnia 20 lutego 2015  r. o odnawialnych 
źródłach energii.  
Art. 73. Odbiorca przemysłowy, który nie przekazał Prezesowi URE w  terminie informacji oraz oświadczenia, 
o których mowa w  art. 71 ust. 5, podał w  tej informacji nieprawdziwe lub wprowadzające w  błąd dane lub skorzystał 
z uprawnienia, o  którym mowa w  art. 70 ust. 3, nie spełniając określonych w  tym przepisie warunków, nie może skorzystać 
z uprawnień, o  których mowa w  art. 70 ust. 3, przez okres 5  lat od zakończenia roku, za który została pobrana opłata  
mocowa.  
Art. 74. 1. Całkowity koszt rynku mocy w  danym roku dostaw, na potrzeby kalkulacji stawek opłaty mocowej, obl i-
cza się zgodnie z e 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 o płaty mocowej na kolejny rok;  
2) wybrane godziny doby przypadające na godziny szczytowego zapotrzebowania na moc w  systemie, wyznaczone o d-
rębnie dla kwartałów roku dostaw – na potrzeby obliczania opłaty mocowej należnej od odbiorców, o  których mowa 
w art. 70 ust. 1 pkt 2. 
5. Prezes URE może ustalić różne stawki opłaty mocowej na poszczególne kwartały roku dostaw dla odbiorców, 
o których mowa w  art. 70 ust. 1 pkt 2, uwzględniając w  stawkach obliczonych zgodnie z  ust. 1 sezonową zmienność zap o-
trzebowania na m oc w  systemie według zasad określonych w  przepisach wydanych na podstawie art. 76. 
  
Dziennik  Ustaw  – 35 – Poz. 247 
 
 6. Prezes URE oblicza, na podstawie danych z  roku poprzedzającego rok ustalania stawek , koszt rynku mocy dla gr u-
py odbiorców, o  której mowa w  art. 70 ust. 1 pkt 1, zgodnie z e wzorem:  
 KGD=ZGD
ZK−R×KC, 
gdzie poszczególne symbole oznaczają:  
KGD – koszt rynku mocy dla  grupy odbiorców, o  której mowa w  art. 70 ust. 1 pkt 1, 
ZGD – roczne zużycie energii elektrycznej w  gospodarstwach domowych , 
ZK – roczne zużycie energii elektrycznej  w systemie przez odbiorców końcowych,  
R – wolumen energii elektrycznej wynikający z  uprawnień, o  których mowa w  art. 70 ust. 3, przysługujących 
odbiorcom przemysłowym w  danym roku dostaw,  
KC – całkowity koszt rynku mocy w  danym roku dostaw.  
7. Stawki opła ty mocowej dla odbiorców końcowych, o  których mowa w  art. 70 ust. 1 pkt 1, Prezes URE kalkuluje 
odrębnie w  odniesieniu do odbiorców końcowych pobierających energię elektryczną w  gospodarstwie domowym, zużyw a-
jących rocznie:  
1) poniżej 500  kWh energii elektr ycznej;  
2) od 500  kWh do 1200  kWh energii elektrycznej;  
3) powyżej 1200  kWh do 2800  kWh energii elektrycznej;  
4) powyżej 2800  kWh energii elektrycznej.  
8. W celu wyznaczenia odrębnych stawek opłaty mocowej  dla gospodarstw domowych Prezes URE wyznacza stawkę 
bazową, zgodnie z e wzorem:  
S=KGD
0,25×a+0,6×b+c+1,4×d , 
gdzie poszczególne symbole oznaczają:  
S – stawkę bazową,  
KGD – koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o  której mowa w  art. 70 ust. 1 pkt 1, 
a – liczb ę gospodarstw domowych zużywających rocznie poniżej 500  kWh energii elektrycznej,  
b – liczbę gospodarstw domowych zużywających rocznie od 500  kWh do 1200  kWh energii elektrycznej,  
c – liczbę gospodarstw domowych zużywających rocznie powyżej 1200  kWh do 280 0 kWh energii elektryc z-
nej, 
d – liczbę gospodarstw domowych zużywających rocznie powyżej 2800  kWh energii elektrycznej.  
9. Stawki opłaty mocowej dla poszczególnych gospodarstw domowych wynoszą:  
1) 0,25 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców, o  których mowa w  ust. 7 pkt 1; 
2) 0,6 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców, o  których mowa w  ust. 7 pkt 2; 
3) 1 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców, o  których mowa w  ust. 7 pkt 3; 
4) 1,4 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców, o  których mowa w  ust. 7 pkt 4. 
10. Prezes URE oblicza koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o  której mowa w  art. 70 ust. 1 pkt 2, zgodnie 
ze wzorem:  
𝐾𝑃 = 𝐾𝐶 – 𝐾𝐺𝐷 , 
gdzie poszczególne symbole oznaczają:  
KP – koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o  której mowa w  art. 70 ust. 1 pkt 2, 
KC – całkowity koszt rynku mocy w  danym roku dostaw,  
KGD – koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o  której mowa w  art. 70 ust. 1 pkt 1. 
  
Dziennik  Ustaw  – 36 – Poz. 247 
 
 11. Stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych, o  których mowa w  art. 70 ust. 1 pkt 2, Prezes URE kalkuluje 
według wyznaczonego zgodnie z  ust. 10 kosztu dla tej grupy odbiorców oraz ilości energii elektrycznej pobranej z  sieci 
i zużytej przez tych odbiorców w  wybranych godzinach doby, o  których mowa w  ust. 4 pkt 2, z  uwzględnieniem 
art. 70 ust. 3. Na potrzeby wyznaczenia tych stawek Prezes URE wykorzystuje dane z  roku poprzedzającego rok ustalania 
stawek.  
Art. 75. 1. Przedsiębiorstwa, o  których mowa w  art. 69 ust. 2 pkt 2–4, przekazują operatorowi informacje o  sumie nale ż-
nych opłat mocow ych 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 rozlicz e-
niowym 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 2019 r. poz. 865, z późn. zm.12)); 
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 podstaw ie 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 pise mne informacje za każdy kwa r-
tał pobierania opłaty mocowej, zawierające dane dotyczące:  
1) liczby punktów poboru energii elektrycznej, o  których mowa w  art. 70 ust. 1 pkt 1, wraz z  odpowiadającymi im prz e-
działami rocznego zużycia energii elektrycznej,  
2) ilości energii elektrycznej pobranej z  sieci przez odbiorców, o  których mowa w  art. 70 ust. 1 pkt 2, w  wybranych 
godzinach doby, o  których mowa w  art. 70 ust. 4 pkt 2, 
3) wysokości środków z  tytułu opłaty mocowej należnych i  uiszczonych w  danym kwartale prze z 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. 
Art. 76. Minister właściwy do spraw energii określi, w  drodze rozporządzenia, szczegółowy sposób pobierania opłaty 
mocow ej, w  tym terminy i  sposób przekazywania operatorowi środków z  tytułu opłaty mocowej, zakres i  termin przekaz y-
wania operatorowi i  płatnikowi opłaty mocowej informacji, w  tym informacji o  sumie należnych opłat mocowych i  okresy 
rozliczeniowe między odpowiednio operatorem, płatnikami opłaty mocowej i  innymi podmiotami zobowiązanymi do wn o-
szenia opłaty mocowej oraz sposób wyznaczania godzin doby przypadających na szczytowe zapotrzebowanie na moc 
w systemie na potrzeby oblicz ania opłaty mocowej należnej od odbiorców, o  których mowa w  art. 70 ust. 1 pkt 2, biorąc 
pod uwagę zapewnienie sprawnego przebiegu procesu pozyskiwania środków z  opłaty mocowej oraz zachęcanie odbio r-
ców do racjonalnego wykorzystywania mocy elektrycznej w  ciągu doby.  
Art. 77. 1. Środki zgromadzone z  tytułu opłaty mocowej, a  także zatrzymane zabezpieczenia finansowe i  kary, 
z wyłączeniem kar, o  których mowa w  art. 85, zwroty wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego, o  którym 
mowa w  art. 67 ust. 4, oraz  odsetki od tych środków, stanowią własność operatora.  
                                                           
12) Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2019 r. poz.  1018, 1309, 1358, 1495, 1571, 1572, 
1649, 1655 , 1751,  1798 , 1978, 2020, 2200 i 2217.  
  
Dziennik  Ustaw  – 37 – Poz. 247 
 
 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 równo wartość podatku od towarów 
i usług wskazanego w  pisemnej dyspozycji zapłaty, o  której mowa w art. 61 ust. 3, dokonując wpłaty na wyodrębniony 
rachunek bankowy, zwany dalej „rachunkiem opłaty mocowej”, do końca miesiąca następującego po zakończeniu okresu 
rozliczeniowego. W  przypadku gdy kwota podatku od towarów i  usług wskazana na fakturach dostawców mocy jest wię k-
sza od kwoty podatku od towarów i  usług należnego od środków, o  których mowa w  ust. 1, kwotę tej różnicy operator 
wpłaca na rachunek opłaty mocow ej 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 pokryw a-
nia 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 zadł uże-
nie 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 mo cowej pobiera wynagrodzenie równe poniesionym uzasa d-
nionym kosztom wynikającym z  tej działalności, składającym się z  kosztów prowadzenia rachunku opłaty mocowej, kos z-
tów 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 środk ów na rachunku opłaty mocowej, jeżeli nie spowoduje to 
niewykonania zobowiązań wynikających z  ustawy, o  której mowa w  ust. 3. Wykorzystane środki z  rachunku opłaty prze j-
ściowej podlegają zwrotowi w  pełnej wysokości na rachunek opłaty przejściowej.  
6. Czynn ości, o  których mowa w  ust. 3 oraz 5, nie stanowią umowy pożyczki w  rozumieniu ustawy z  dnia 23  kwietnia 
1964  r. – Kodeks cywilny ( Dz. U. z 2019 r. poz. 1145 i 1495 ) oraz ustawy z  dnia 9  września 2000  r. o podatku od czyn -
ności cywilnoprawnych ( Dz. U. z 2019 r. poz. 1519 i 1901 ) i nie podlegają opodatkowaniu tym podatkiem.  
7. Nadwyżkę finansową wynikającą z  różnicy ceny zamknięcia aukcji oraz ceny dla jednostek rynku mocy składaj ą-
cych się z  jednostek fizycznych zagranicznych w  jednej strefie operator wyko rzystuje w  sposób określony w  art. 16 ust. 6 
rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i  Rady (WE)  nr 714/2009  z dnia 13  lipca 2009  r. w sprawie warunków dostępu 
do sieci w  odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i  uchylającego rozporządz enie (WE)  nr 1228/2003  
oraz na pokrycie kosztów operatora, z  którym została zawarta umowa, o  której mowa w  art. 6 ust. 4. 
8. Przychody z  wynagrodzenia, o  którym mowa w  art. 64 pkt 2, operator wykorzystuje w  sposób określony w  art. 16 
ust. 6 rozporządzenia,  o którym mowa w  ust. 7. 
Art. 78. 1. Środki uzyskane z  opłaty mocowej, z  wyłączeniem wynagrodzenia zarządcy rozliczeń, o  którym mowa 
w art. 77 ust. 4, nie stanowią przychodu zarządcy rozliczeń, w  rozumieniu ustawy z  dnia 15  lutego 1992  r. o podatku d o-
chodo wym od osób prawnych.  
2. Środki przekazane przez zarządcę rozliczeń dostawcy mocy na podstawie ustawy nie stanowią u  zarządcy rozliczeń 
kosztów uzyskania przychodu w  rozumieniu ustawy wymienionej w  ust. 1. 
3. Operator tworzy rezerwę, w  ciężar kosztów, do w ysokości 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  odsetk i 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, następuj e 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 dokon ania tej czynności.  
  
Dziennik  Ustaw  – 38 – Poz. 247 
 
 DZIAŁ IV  
Rozstrzyganie sporów i  regulamin rynku mocy  
Rozdział 1  
Rozstrzyganie sporów  
Art. 79. W sprawach spornych dotyczących:  
1) procesów certyfikacji, w  zakresie:  
a) odmowy wpisu jednostki fizycznej do rejestru przez operatora,  
b) odmowy wydania certyfikatu przez operatora lub wydania certyfikatu z  parametrami odbiegającymi od tych, 
których dotyczył wniosek o  certyfikację,  
c) nierównego traktowania właścicieli jednostek fizycznych lub podmiotów przez nich upoważnionych, lub dosta w-
ców mocy,  
d) prowadzenia przez operatora procesów certyfikacji niezgodnie z  przepisami lub regulaminem rynku mocy, 
o którym mowa w  art. 83, 
2) aukcji mocy, w  zakresie:  
a) zachowania uczestników aukcji mocy niezgodnego z  przepisami lub regulaminem rynku mocy,  o którym mowa 
w art. 83, 
b) prowadzenia aukcji mocy przez operatora niezgodnie z  przepisami lub regulaminem rynku mocy, o  którym mowa 
w art. 83, 
c) niedopuszczenia jednostki rynku mocy do udziału w  aukcji mocy,  
3) obrotu obowiązkiem mocowym  na rynku wtórnym, w  tym sprzeciwu zgłoszonego przez operatora w  odniesieniu do 
transakcji na rynku wtórnym,  
4) danych wpisanych do rejestru lub danych, których wpisu odmówiono,  
5) naruszenia przez operatora zasad ogłaszania okresu zagrożenia,  
6) aukcji ws tępnej  
– rozstrzyga na wniosek strony, Prezes URE, w  drodze decyzji.  
Art. 80. Wniosek do Prezesa URE o  rozstrzygnięcie sporu składa się po rozpatrzeniu reklamacji w  trybie określonym 
w regulaminie rynku mocy, o  ile regulamin przewiduje możliwość jej złożen ia 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.  
Art. 81. 1. Od decyzji Prezesa URE wydanych na podstawie niniejszej ustawy, stronie służy odwołanie do Sądu 
Okręgowego w  Warszawie – sądu ochrony konkurencji i  konsumentów, w  terminie 14  dni od dnia jej doręczenia.  
2. Postępowanie w  sprawie o dwołania od decyzji Prezesa URE  toczy się według przepisów ustawy z  dnia 17  listopada  
1964  r. – Kodeks postępowania cywilnego ( Dz. U. z 2019 r. poz. 1460 , z późn. zm.13)) o postępowaniu w  sprawach 
z zakresu regulacji energetyki.  
Rozdział 2  
Regulamin rynku mocy  
Art. 82. Operator opracowuje regulamin rynku mocy  określający szczegółowe warunki współpracy uczestników ry n-
ku mocy.  
Art. 83. Regulamin rynku mocy określa warunki współpracy operatora z  pozostałymi uczestnikami rynku mocy, 
w szczególności:  
1) organizację i  przebie g certyfikacji, w  tym: 
a) szczegółowy wykaz i  formę przedkładanych operatorowi informacji,  
b) sposób wymiany informacji między uczestnikami rynku mocy,  
                                                           
13) Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2019 r. poz.  1469, 1495, 1649, 1655, 1798, 1802 , 
1818 , 2070, 2089, 2128 i 2217.  
  
Dziennik  Ustaw  – 39 – Poz. 247 
 
 c) tryb składania i  rozpatrywania reklamacji dotyczących rozstrzygnięć operatora,  
d) zakres danych techn iczno -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 operat orem,  
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 zapotrzeb owania 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 poszczegó l-
nych  uczestników rynku mocy,  
d) jego funkcjonalności w  zakresie przetwarzania, kopiowania i  sporządzania wyciągów z  danych,  
e) procedurę rejestrowania transakcji na rynku wtórnym,  
f) zapewnienie bezpieczeństwa danych i  ochrony informacji;  
5) procedury związane  z dostarczaniem mocy, w  tym szczegółowe warunki i  sposób:  
a) rozliczania wykonania obowiązku mocowego, w  tym wyznaczania skorygowanego obowiązku mocowego 
w okresie zagrożenia,  
b) demonstracji,  
c) wyznaczania wielkości dostarczonej mocy, w  tym metody okreś lania wielkości mocy dostarczonej w  wyniku 
czasowego ograniczenia zużycia energii elektrycznej,  
d) przeprowadzania testu;  
6) termin sprawdzenia wykonania obowiązku mocowego w  okresie zagrożenia;  
7) sposób sprawdzenia wykonania skorygowanego obowiązku mocow ego; 
8) wzór obliczenia wynagrodzenia, o  którym mowa w  art. 62; 
9) sposób wymiany danych pomiarowo -rozliczeniowych między operatorem a  operatorem systemu przesyłowego, właś -
ciwego ze względu na lokalizację jednostki fizycznej wytwórczej zagranicznej lub jednostki fizycznej redukcji zap o-
trzebowania 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 jednoste k fizycznych zagranicznych.  
  
Dziennik  Ustaw  – 40 – Poz. 247 
 
 Art. 84. 1. Operator informuje na swojej stronie internetowej o  publicznym dostępie do projektu regulaminu rynku 
mocy oraz o  możliwości zgłaszania uwag, określając miejsce i  termin ich zgłaszania, nie krótszy niż 14  dni od dnia udo-
stępnienia 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 internet o-
wej 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 właściweg o 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 publ ikuje 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 proje k-
tu regulaminu rynku mocy do zatwierdzenia.  
DZIAŁ V  
Kary pieniężne  
Art. 85. 1. Karze pieniężnej podlega ten, kto:  
1) nie wykonuje obowiązku, o  którym mowa w  art. 11; 
2) w certyfikacji przekazuje dane lub informacje nieprawdziwe lub niepełne;  
3) w certyfikacji lub w  aukcji dopuścił się zachowania ni ezgodnego z  przepisami prawa lub regulaminem rynku mocy;  
4) będąc obowiązanym, nie przekazał Prezesowi URE informacji lub oświadczenia, o  których mowa w  art. 71 ust. 5, lub 
skorzystał z  uprawnienia, o  którym mowa w  art. 70 ust. 3, nie spełniając określonych w  tym przepisie warunków;  
5) nie przekazuje w  terminie dokumentów lub informacji, o  których mowa w  art. 5. 
2. Karze pieniężnej podlega operator w  przypadku:  
1) nieprzeprowadzenia certyfikacji w  terminie, o  którym mowa w  art. 3 ust. 2–4; 
2) prow adzenia 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 wstę pnych 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 zagro żenia, o  których mowa w  art. 57 ust. 9. 
  
Dziennik  Ustaw  – 41 – Poz. 247 
 
 3. Karze pieniężnej podlega operator systemu dystrybucyjnego w  przypadku:  
1) nieuzasadnionej odmowy współpracy z  operatorem lub niedochowania terminów w  przypadkach określonych 
w art. 3 ust. 5; 
2) nieprzekazania w  terminie danych, o  których mowa w  art. 58 ust. 5, lub informacji, o  której mowa w  art. 75 ust. 6. 
4. Karę pieniężną, o  której mowa w  ust. 1–3, wymierza Prezes URE.  
5. Wysokość kary pieniężnej, o  której mowa w  ust. 1–3, nie może przekroczyć 5% przychodu ukaranego przedsi ę-
biorcy, osiągniętego w  poprzednim roku podatkowym, a  jeżeli kara pieniężna wymierzana jest przedsiębiorcy prowadz ą-
cemu działalność na podstawie koncesji, wysokość kary nie może przekroczyć 5% przychodu ukaranego przedsiębiorcy, 
wynikające go 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 ora z 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 admi nistracji.  
DZIAŁ VI  
Przepisy zmieniające  
Art. 86 –89. (pominięte)14) 
DZIAŁ VII  
Przepisy przejściowe, dostosowujące i  końcowe  
Art. 90. 1. Pierwszą aukcję główną przeprowadza się w  trzecim roku przed okresem dostaw.  
2. Pierwszą aukcję dodatkową przeprowadza się w  roku poprzedzającym rok, na który przypada okres dostaw dla 
pierwszej aukcji głównej.  
3. Okresem dostaw dla pierwszej aukcji głównej jest 2021  r. 
Art. 91. 1. Drugą aukcję główną przeprowadza się w  czwartym roku przed okresem dostaw.  
2. Drugą aukcję dodatkową przeprowadza się w  roku poprzedzającym rok, na który przypada okres dostaw dla dr u-
giej aukcji głównej.  
3. Okresem dostaw dla drugiej aukcji głównej jest 2022  r. 
Art. 92. Dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 –2023  moce zlokalizowane w  systemach elektroenergetyc z-
nych krajów członkowskich Unii Europejskiej bezpośrednio połączonych z  systemem uczestniczą w  rynku mocy wyłącznie  
przez udział w  aukcjach dodatkowych.  
Art. 93. 1. Operator opracuje i  przedłoży po raz pierwszy Prezesowi URE, do zatw ierdzenia, projekt regulaminu ry n-
ku mocy, o  którym mowa w  art. 83, do dnia 28  lutego 2018  r. 
2. Prezes URE wydaje decyzję w  sprawie zatwierdzenia regulaminu rynku mocy, o  którym mowa w  art. 83, do dnia 
30 marca 2018  r. 
Art. 94. 1. Pierwszą certyfikację ogó lną 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.  
                                                           
14) Zamieszczone w obwieszczeniu.  
  
Dziennik  Ustaw  – 42 – Poz. 247 
 
 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 dost aw 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 re dukcji 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  rozpo czyna się w  dniu 
5 września 2018  r. i kończy w  dniu 31  października 2018  r. 
9. Aukcje główne na okres dostaw dla:  
1) 2021  r. – przeprowadza się w  dniu 15  listopada 2018  r.; 
2) 2022  r. – przeprowadza się w  dniu 5  grudnia 2018  r.; 
3) 2023  r. – przeprowadza się w  dniu 21  grudnia 2018  r. 
Art. 95. Jednostka rynku mocy wytwórcza składająca się z  jednostki fizycznej wytwórczej istniejącej, która rozpocz ę-
ła 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 zawa r-
cia umowy mocowej na okres nie dłuższy niż odpowiednio 5  lub 15 okresów dostaw albo na okres dostaw dłuższy o  dwa 
lata niż mak symalny określony odpowiednio w  art. 25 ust. 4 pkt 1 lub 2, jeżeli jednostka ta spełni warunki, o  których mowa 
w art. 25 ust. 5. 
Art. 96. 1. Na potrzeby certyfikacji do pierwszej aukcji głównej, okres ponoszenia nakładów inwestycyjnych, 
o których mowa w  art. 32 ust. 2, obejmuje okres od dnia 1  stycznia 2014  r. 
2. Na potrzeby certyfikacji do drugiej aukcji głównej, okres ponoszenia nakładów inwestycyjnych, o  których mowa 
w art. 32 ust. 2, obejmuje okres od dnia 1  stycznia 2017  r. 
Art. 97. 1. Operator tworzy rejestr:  
1) w zakresie funkcjonalności pozwalających na przeprowadzenie certyfikacji ogólnej – do dnia 28  lutego 2018  r.; 
2) w zakresie funkcjonalności pozwalających na przeprowadzenie certyfikacji do aukcji mocy – do dnia 31  lipca 2018  r.; 
3) w zakresie funkcjonalności pozwalających na organizację rynku wtórnego – do dnia 31  grudnia 2019  r.; 
4) w pozostałym zakresie – do dnia 30  czerwca 2020  r. 
2. Operator tworzy dedykowany system teleinformatyczny, o  którym mowa w  art. 4 ust. 3 w zakresie:  
1) funkcjonaln ości 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 dedy kowa-
nego systemu teleinformatycznego, o  którym mowa w  art. 4 ust. 3, niezwłocznie odpowiednio po upływie terminów, 
o których mowa w  ust. 1 i 2. 
Art. 98. Prezes URE ogłasza wykaz, o  którym mowa w  art. 16 ust. 3, nie później niż 2  tygodnie przed rozpoczęciem  
pierwszej certyfikacji ogólnej.  
Art. 99. 1. Opłatę mocową pobiera się od dnia 1  października 2020  r. 
2. Prezes URE kalkuluje stawki opłaty mocowej na okres od dnia 1  października 2020  r. do dnia 31  grudnia 2021  r. 
proporcjonalnie dla tego okresu, zapewnia jąc przeniesienie kosztów wynikających z  umów mocowych zawartych na rok 
dostaw 2021.  
Art. 100. Obowiązek, o  którym mowa w  art. 49a ust. 1 ustawy  zmienianej w  art. 86, w  brzmieniu nadanym niniejszą 
ustawą, za rok 2018  przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące  się wytwarzaniem energii elektrycznej realizuje w  odniesi e-
niu do energii elektrycznej wytworzonej od dnia 1  stycznia 2018  r. 
  
Dziennik  Ustaw  – 43 – Poz. 247 
 
 Art. 101. Dotychczasowe przepisy wykonawcze wydane na podstawie art. 53 ust. 4 ustawy  zmienianej w  art. 89 
zachowują moc do dnia w ejścia w  życie przepisów wykonawczych wydanych na podstawie art. 53 ust. 4 ustawy  zmienianej 
w art. 89, w  brzmieniu nadanym niniejszą ustawą, jednak nie dłużej niż 24  miesiące od dnia wejścia w  życie niniejszej 
ustawy i  mogą być zmieniane w  tym okresie.  
Art. 102. Dotychczasowe przepisy wykonawcze wydane na podstawie art. 34 ust. 3 ustawy  zmienianej w  art. 86 
zachowują moc do dnia wejścia w  życie przepisów wykonawczych wydanych na podstawie art. 34 ust. 6 ustawy  zmienianej 
w art. 86, w  brzmieniu nadanym ni niejszą ustawą, jednak nie dłużej niż przez okres 12  miesięcy od dnia wejścia w  życie 
niniejszej ustawy.  
Art. 103. 1. Rada Ministrów, nie później niż w  2024  r., na podstawie analiz bilansowych krajowego systemu ele k-
troenergetycznego 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 zniesi e-
nia rynku mocy.  
2. W przypadku zniesienia rynku mocy lub zaprzesta nia organizowania aukcji mocy w  przypadku, o  którym mowa 
w ust. 1, zawarte umowy mocowe zachowują moc i  podlegają wykonaniu.  
Art. 104. Do dnia wydania decyzji Komisji Europejskiej o  zgodności pomocy publicznej przewidzianej w:  
1) art. 60  ust. 1 z rynkiem w ewnętrznym albo decyzji stwierdzającej, że środek ten nie stanowi pomocy publicznej, 
umowa mocowa nie podlega wykonaniu;  
2) art. 70  ust. 3 z rynkiem wewnętrznym albo decyzji stwierdzającej, że środek ten nie stanowi pomocy publicznej, 
przepisów art. 70 ust. 3 i art. 71–73 nie stosuje się.  
Art. 105. 1. Limit wydatków z  budżetu państwa przeznaczonych n a 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 kor y-
gujące, o  których mowa w  ust. 3. 
3. W przypadku gdy wielkość wydatków po pierwszym półroczu danego roku budżetowego wyniesie więcej niż 65% 
limitu wydatków przewidzianych na dany rok, dysponent środków obniża wielkość środków przeznaczonych na wydatki 
w drugim półroczu o  kwotę stanowiącą różnicę między wielkością tego limitu a  kwotą przekroczenia wydatków.  
4. W przypadku gdy wielkość wydatków w  poszczególnych miesiącach jest zgodna z  planem finansowym, przepisu 
ust. 3 nie stosuje się.  
Art. 106. 1. Limit wydatków z  budżetu państwa przeznaczonych na wykonywanie zadań ministra właściwego do spraw  
energii  wynikających z  ustawy  wynosi w:  
1) 2018  r. – 427 427 zł; 
2) 2019  r. – 387 427 zł; 
3) 2020  r. – 387 427 zł; 
4) 2021  r. – 387 427 zł; 
5) 2022  r. – 387 427 zł; 
  
Dziennik  Ustaw  – 44 – Poz. 247 
 
 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 m echanizmy 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 n a wydatki 
w drugim półroczu o  kwotę stanowiącą różnicę między wielkością tego limitu a  kwotą przekroczenia wydatków.  
4. W przypadku gdy wielkość wydatków w  poszczególnych miesiącach jest zgodna z  planem finansowym, przepisu 
ust. 3 nie stosuje się.  
Art. 107. Ustawa wchodzi w  życie po upływie 14  dni od dnia ogłoszenia15). 
 
                                                           
15) Ustawa została ogłoszona w dniu 3 stycznia 2018 r.