Source: https://www.pse.pl/cacm
Timestamp: 2019-08-20 09:51:56+00:00

Document:
CACM - PSE
CACM>
Wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (CACM).
Wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (CACM) określają podstawowe zasady przydziału zdolności przesyłowych w ramach hurtowych rynków krótkoterminowych (tj. w ramach Rynku Dnia Następnego i Rynku Dnia Bieżącego).
Celem Rozporządzenia CACM jest wprowadzenie przepisów, dotyczących docelowego jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego, a w konsekwencji zapewnienia przejrzystych ram prawnych dla efektywnego i nowoczesnego systemu alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi. Działania te mają doprowadzić do ułatwienia obrotu energią elektryczną w całej Unii, umożliwić wydajniejsze użytkowanie sieci oraz zwiększyć konkurencję z korzyścią dla konsumentów.
http://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX:32015R1222&qid=1498133388174&from=EN
Sprostowanie do rozporządzenia:
http://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX:32015R1222R(02)&from=PL
http://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32015R1222&qid=1498133388174&from=EN
Główne działania związane z wdrażaniem Wytycznych CACM:
Wniosku dotyczącego ustalenia regionów wyznaczania zdolności przesyłowych (utworzenie Regionów CCR);
Przegląd obszarów rynkowych (Bidding Zone review);
Wniosku w sprawie metody dotyczącej wspólnego modelu sieci (metoda tworzenia CGM);
Wniosku dotyczącego metody przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia (metoda GLDP);
Wniosku dotyczącego regionalnych procedur rezerwowych alokacji zdolności przesyłowych (Fallback Procedures);
Wniosku dotyczącego terminu gwarancji dla rynku dnia następnego (DAFD);
Wniosku dotyczącego wspólnej metody wyznaczania miedzyobszarowych zdolności przesyłowych (CCM);
Wniosku dotyczącego ustanowienia metody wyznaczania planowanych wymian wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia następnego (DA Scheduled Exchange);
Wniosku dotyczącego ustanowienia metody wyznaczania planowanych wymian wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego (ID Scheduled Exchange);
Propozycji czasu otwarcia i zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego (IDCZGT);
Wniosku dotyczącego jednolitej metody wyceny zdolności przesyłowych dnia bieżącego (CZIDCP);
Wniosku dotyczącego mechanizmu alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych oraz innych mechanizmów, umożliwiających działanie więcej niż jednego NEMO w Polsce (MNA);
Wniosku dotyczącego metody podziału dochodów z ograniczeń (CID).
Decyzja w sprawie CCR podlega dalszym zmianom w związku z koniecznością uwzględnienia powstawania nowych połączeń wzajemnych wewnątrz istniejących CCR. Zmiany te były przedmiotem konsultacji. Informacja o konsultacji znajduje się na stronie: https://consultations.entsoe.eu/markets/ccr-rfa/
Przegląd obszarów rynkowych (Bidding Zone review)
Proces przeglądu obszarów rynkowych składa się z dwóch etapów: w pierwszym etapie OSP uczestniczący w przeglądzie konfiguracji obszarów rynkowych opracowują metodę i założenia, które zostaną wykorzystane w procesie przeglądu oraz proponują alternatywne konfiguracje obszarów rynkowych na potrzeby oceny, a następnie przedkładają stosowny wniosek uczestniczącym organom regulacyjnym, które mogą zażądać skoordynowanych zmian. W drugim etapie OSP uczestniczący w przeglądzie konfiguracji obszarów rynkowych m.in. przeprowadzają konsultacje publiczne i warsztaty dotyczące propozycji alternatywnej konfiguracji obszarów rynkowych w stosunku do istniejącej konfiguracji, a także przedkładają uczestniczącym państwom członkowskim i organom regulacyjnym wspólny wniosek dotyczący utrzymania lub zmiany konfiguracji obszarów rynkowych.
W pierwszej edycji obszarów rynkowych uczestniczą OSP Austrii, Belgii, Czech, Danii, Francji, Niemiec, Węgier, Włoch, Luksemburga, Holandii, Polski, Słowacji i Słowenii.
W związku z rozpoczęciem drugiego etapu przeglądu obszarów rynkowych, raport z pierwszego etapu pierwszej edycji przeglądu obszarów rynkowych został opublikowany do konsultacji publicznych na stronie: https://www.entsoe.eu/news/2018/02/12/first-edition-of-the-bidding-zone-review-open-for-public-consultation/
PSE S.A. również zamieściły stosowną informację o konsultacjach na swojej stronie internetowej: https://www.pse.pl/-/projekt-raportu-pierwszej-edycji-przegladu-obszarow-rynkowych-udostepniony-do-konsultacji-publicznych
Metoda tworzenia wspólnego modelu sieci (metoda tworzenia CGM)
Metoda tworzenia wspólnego modelu sieci (metoda tworzenia CGM) opisuje sposób tworzenia przez europejskich OSP wspólnego modelu sieci, który będzie wykorzystywany do skoordynowanego wyznaczania zdolności przesyłowych na potrzeby jednolitego łączenia rynków dnia następnego i bieżącego (art. 20 Rozporządzenia 2015/1222) oraz do skoordynowanego redysponowania i zakupów przeciwnych (art. 35 Rozporządzenia 2015/1222).
Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły powyższy wniosek w sprawie metody dotyczącej tworzenia wspólnego modelu sieci tj. metody tworzenia CGM, do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Na podstawie przedłożonego wniosku Prezesa URE decyzją znak DRR.WRE.7128.3.2016.LK z dnia 11 maja 2017 r. z zatwierdził metodę tworzenia wspólnego modelu sieci (metoda tworzenia CGM).
PSE S.A., wykonując obowiązek określony w art. 24 ust. 1 zatwierdzonego Wniosku ustanowiony w związku z art. 9 ust. 14 Rozporządzenia 2015/1222, opublikowały treść decyzji Prezesa URE oraz decyzję, o czym poinformowały uczestników rynku stosownym komunikatem „Informacja OSP nt. decyzji Prezesa URE z dnia 11 maja 2017 r. znak DRR.WRE.7128.3.2016.LK., zatwierdzającej metodę tworzenia wspólnego modelu sieci (metoda tworzenia CGM)”.
Informacja OSP nt. decyzji Prezesa URE z dnia 11 maja 2017 r. znak DRR.WRE.7128.3.2016.LK., zatwierdzającej metodę tworzenia wspólnego modelu sieci (metoda tworzenia CGM) - http://www.pse.pl
Model ten będzie wykorzystywany w procesie skoordynowanego wyznaczania dostępnych międzyobszarowych zdolności przesyłowych i realizacji jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego. Jest to jeden z elementów promowania efektywnej konkurencji w obszarze wytwarzania, obrotu i dostarczania energii elektrycznej.
Zakres danych wskazanych w metodzie GLDP jest objęty zakresem danych przekazywanych dotychczas do PSE S.A. przez moduły wytwarzania energii operatorów systemów dystrybucyjnych na podstawie umów o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej oraz na podstawie Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) stanowiącej wzorzec umowny dla tych umów.
Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły powyższy wniosek w sprawie metody przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia wymaganych do ustanowienia wspólnego modelu sieci (metoda GLDP), do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.2.2016.LK. z dnia 10 stycznia 2017r. zatwierdził metodę przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia wymaganych do ustanowienia wspólnego modelu sieci (metoda GLDP).
Informacja OSP nt. decyzji Prezesa URE z dnia 10 stycznia 2017 r. znak DRR.WRE.7128.2.2016.LK., zatwierdzającej metodę przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia wymaganych do ustanowienia wspólnego modelu sieci (metoda GLDP) - http://www.pse.pl
Procedury rezerwowe alokacji zdolności przesyłowych w CCR
Celem procedur rezerwowych jest przeprowadzenie alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych w sytuacji, gdy podstawowy mechanizm (tj. market coupling) nie da wyników. Należy też zauważyć, że market coupling jest mechanizmem pan-europejskim, natomiast procedury rezerwowe są określane regionalnie.
Podstawą prawną do ustanowienia procedur rezerwowych jest art. 44 CACM. Procedury rezerwowe mają zapewnić przejrzyste i niedyskryminujące podejście do kwestii alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych w przypadku, gdy proces jednolitego łączenia rynków dnia następnego nie jest w stanie przynieść oczekiwanych wyników.
konsultacje propozycji procedury rezerwowej alokacji zdolności przesyłowych w CCR Core https://pse.pl//biuro-prasowe/aktualnosci/-/asset_publisher/fwWgbbtxcZUt/content/publiczne-konsultacje-propozycji-procedury-rezerwowej-alokacji-zdolnosci-przesylowych-w-core-ccr-regionie-wyznaczania-zdolnosci-przesylowych-
konsultacje propozycji procedury rezerwowej alokacji zdolności przesyłowych w CCR HANSA https://pse.pl/biuro-prasowe/aktualnosci/-/asset_publisher/fwWgbbtxcZUt/content/publiczne-konsultacje-propozycji-procedury-rezerwowej-alokacji-zdolnosci-przesylowych-w-hansa-ccr-regionie-wyznaczania-zdolnosci-przesylowych
konsultacje propozycji procedury rezerwowej alokacji zdolności przesyłowych w CCR Baltic https://pse.pl/biuro-prasowe/aktualnosci/-/asset_publisher/fwWgbbtxcZUt/content/publiczne-konsultacje-propozycji-procedury-rezerwowej-alokacji-zdolnosci-przesylowych-w-baltyckim-ccr-regionie-wyznaczania-zdolnosci-przesylowych
Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły wniosek w sprawie ustanowienia procedur rezerwowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Hansa tj. procedury rezerwowe dla CCR Hansa, do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.1.2017.LK z dnia 13 grudnia 2017 r. zatwierdził procedury rezerwowe w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Hansa (procedury rezerwowe dla CCR Hansa).
PSE S.A., wykonując obowiązek ustanowiony w związku z art. 9 ust. 14 Rozporządzenia 2015/1222, opublikowały treść decyzji Prezesa URE, o czym poinformowały uczestników rynku stosownym komunikatem „Informacja OSP nt. decyzji Prezesa URE z dnia 13 grudnia 2017 r. znak DRR.WRE.7128.1.2017.LK., zatwierdzającej procedury rezerwowe w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Hansa (procedury rezerwowe dla CCR Hansa)
Informacja OSP nt. decyzji Prezesa URE z dnia 13 grudnia 2017 r. znak DRR.WRE.7128.1.2017.LK., zatwierdzającej procedury rezerwowe w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Hansa (procedury rezerwowe dla CCR Hansa)
Decyzja Prezesa URE z dnia 13 grudnia 2017 r. znak DRR.WRE.7128.1.2017.LK wraz z procedurami rezerwowymi dla CCR Hansa stanowiącymi załącznik do decyzji
Metody koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych
Metoda koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych obejmuje działania o znaczeniu międzyobszarowym i umożliwia wszystkim OSP w każdym regionie wyznaczania zdolności przesyłowych efektywne zmniejszenie ograniczeń fizycznych bez względu na to, czy wywołujące je czynniki wykraczają głównie poza ich obszar regulacyjny, czy nie. W metodzie koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych należy uwzględnić fakt, że jej stosowanie może wywierać znaczny wpływ na przepływy poza obszarem regulacyjnym OSP. Podstawą prawną do ustanowienia procedur rezerwowych jest art. 35 CACM.
Metoda koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych w CCR jest przedmiotem konsultacji. Informacje o konsultacjach znajdują się na stronie:
Dla CCR HANSA: https://consultations.entsoe.eu/markets/coordinated-redispatching-and-countertrading-metho/consult_view/
Dla CCR Baltic: https://consultations.entsoe.eu/markets/all-baltic-ccr-tsos-common-methodology-for-coordin/
Termin gwarancji dla rynku dnia następnego (DAFD) określa termin, po upływie którego międzyobszarowe zdolności przesyłowe stają się gwarantowane (tj. nie mogą ulec zmianie z wyjątkiem zaistnienia siły wyższej lub sytuacji nadzwyczajnej).
Innymi słowy: przed terminem gwarancji opublikowane zdolności przesyłowe mogą ulec zmianie, po terminie gwarancji co do zasady nie mogą się one zmienić.
Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły powyższy wniosek dotyczący terminu gwarancji dla rynku dnia następnego (DAFD), do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Na podstawie przedłożonego wniosku, Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.1.2016.JPa2 z dnia 19 czerwca 2017 r. zatwierdził termin gwarancji dla rynku dnia następnego (DAFD)
Informacja OSP nt. decyzji Prezesa URE z dnia 19 czerwca 2017 r. znak DRR.WRE.7128.1.2016.JPa2, zatwierdzającej termin gwarancji dla rynku dnia następnego (DAFD)- https://pse.pl/komunikaty-osp/-/asset_publisher/UORxdCP4f0LA/content/informacja-osp-nt-decyzji-prezesa-ure-z-dnia-19-czerwca-2017-r-znak-drr-wre-7128-1-2016-jpa2-zatwierdzajacej-termin-gwarancji-dla-rynku-dnia-nastepneg
Decyzja Prezesa URE z dnia 19 czerwca 2017 r. znak DRR.WRE.7128.1.2016.JPa2
Wyznaczanie międzyobszarowych zdolności przesyłowych (CCM)
Metoda wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych opisuje w jaki sposób, na podstawie wspólnego modelu sieci, są wyznaczane zdolności przesyłowe. Ta metoda jest tworzona i stosowana na poziomie regionalnym, w przypadku PSE S.A. wiąże się to z przygotowaniem i wdrożeniem metody w trzech CCR: CORE, Hanza, Baltic.
Metody wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych (CCM) dla poszczególnych CCR były przedmiotem konsultacji. Informacje o konsultacjach znajdują się na stronach:
CCR Baltic: https://consultations.entsoe.eu/markets/baltic-ccr-ccm-proposal/consult_view/
konsultacje propozycji metody wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych w CCR Baltic https://pse.pl/biuro-prasowe/aktualnosci/-/asset_publisher/fwWgbbtxcZUt/content/publiczne-konsultacje-propozycji-metodyki-wyznaczania-zdolnosci-przesylowych-w-baltic-ccr-regionie-wyznaczania-zdolnosci-przesylowych-
CCM CCR Baltic
Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły wniosek w sprawie wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Baltic, do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.49.2017.ŁW z dnia 23 października 2018 r. zatwierdził wspólną metodę wyznaczania zdolności przesyłowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Baltic.
PSE S.A., wykonując obowiązek ustanowiony w związku z art. 9 ust. 11 oraz ust. 12 Rozporządzenia 2015/1222, opublikowały treść decyzji Prezesa URE, o czym poinformowały uczestników rynku stosownym komunikatem „Informacja OSP nt. decyzji Prezesa URE z dnia 23 października 2018 r. znak DRR.WRE.7128.49.2017.ŁW., zatwierdzającej wspólną metodę wyznaczania zdolności przesyłowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Baltic”
CCM CCR Hansa
Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły wniosek w sprawie wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Hansa, do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.47.2017.PSt z dnia 15 grudnia 2018 r. zatwierdził wspólną metodę wyznaczania zdolności przesyłowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Hansa.
PSE S.A., wykonując obowiązek ustanowiony w związku z art. 9 ust. 11 oraz ust. 12 Rozporządzenia (UE) 2015/1222, opublikowały treść decyzji Prezesa URE, o czym poinformowały uczestników rynku stosownym komunikatem „Informacja OSP nt. decyzji Prezesa URE z dnia 15 grudnia 2018 r. znak DRR.WRE.7128.47.2017.PSt, zatwierdzającej wspólną metodę wyznaczania zdolności przesyłowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Hansa”
W związku z zatwierdzeniem dnia 15 grudnia 2018 r. przez organy regulacyjne CCR Hansa CCM CCR Hansa zgodnie z art. 20 ust. 2 Rozporządzenia (UE) 2015/1222, a więc po terminie, o którym mowa w art. 4 ust. 2 IDCZGTs, tj. 31 listopada 2018 r., wdrożenie czasu otwarcia bramki dla transgranicznego rynku dnia bieżącego zostało odłożone na 30 dni od zatwierdzenia CCM CCR Hansa.
W związku z powyższym OSP CCR Hansa publikują wspólny komunikat dot. udostępniania zdolności przesyłowych rynku dnia bieżącego w CCR Hansa wraz z uzasadnieniem: Informacja OSP nt. udostępniania zdolności przesyłowych rynku dnia bieżącego w CCR Hansa.
CCM CCR Core
Po zakończeniu konsultacji, PSE S.A. przedłożyły wniosek w sprawie wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych Core, do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.41.2017.JPa2 z dnia 23 sierpnia 2018 r. postanowił z urzędu umorzyć postępowanie administracyjne, ponieważ wszystkie organy regulacyjne regionu Core w dniu 21 sierpnia 2018 r. poinformowały Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (dalej jako: "ACER"), że pomimo wzajemnych konsultacji, współpracy oraz wspólnej koordynacji nie osiągnięto porozumienia w zakresie wniosku wszystkich OSP regionu Core dotyczącego zmienionej propozycji CCM DA oraz propozycji CCM ID w terminie dwóch miesięcy od daty jego przedłożenia ostatniemu zainteresowanemu organowi regulacyjnemu, tj. 19 czerwca 2018 r. List informujący Agencję wskazywał także obszary zmienionej propozycji CCM DA oraz propozycji CCM ID, co do sposobu uregulowania których organy regulacyjne regionu Core miały odmienne zdania.
W związku z powyższym, w oparciu o art. 9 ust. 11 CACM, w dniu 21 sierpnia 2019 r. organy regulacyjne wspólnym wnioskiem zwróciły się do ACER o podjęcie decyzji ws. zatwierdzenia ww. metody. Decyzją z dnia 21 lutego 2019 r. ACER zatwierdził dokumenty "Metody wyznaczania zdolności przesyłowych dnia następnego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych Core" oraz "Metody wyznaczania zdolności przesyłowych dnia bieżącego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych Core".
PSE S.A., wykonując obowiązek ustanowiony w związku z art. 9 ust. 11 oraz ust. 12 Rozporządzenia (UE) 2015/1222, opublikowały treść decyzji Prezesa URE, o czym poinformowały uczestników rynku stosownym komunikatem: Informacja OSP nt. decyzji Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) ustanawiającej metody wyznaczania zdolności przesyłowych rynku dnia bieżącego oraz rynku dnia następnego w CCR Core
Decyzja ACER z dnia 21 lutego 2019 r.
Uwierzytelnione tłumaczenie dokumentu "Metoda wyznaczania zdolności przesyłowych dnia bieżącego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych Core".
Uwierzytelnione tłumaczenie dokumentu "Metoda wyznaczania zdolności przesyłowych dnia następnego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych Core".
Metoda wyznaczania planowanych wymian wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia następnego były przedmiotem konsultacji. Informacja o konsultacjach znajduje się na stronie:
https://consultations.entsoe.eu/markets/all-tsos-proposal-on-da-scheduled-exchanges/
https://consultations.entsoe.eu/markets/da-scheduled-exchanges-calculation-methodology/consult_view/
https://consultations.entsoe.eu/markets/id-scheduled-exchanges-calculation-methodology/
Propozycja czasu otwarcia i zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego (IDCZGT)
Czas otwarcia i zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego określa przedział czasu, w którym może zostać dokonana alokacja zdolności przesyłowych, czyli może nastąpić skojarzenie ofert z różnych obszarów rynkowych. Okres prowadzenia handlu w ramach dnia bieżącego może być dłuższy, w zależności od lokalnych uregulowań, ale poza tym okresem nie będzie on miał charakteru międzyobszarowego – kojarzenie będzie dotyczyło tylko ofert z tego samego obszaru rynkowego.
Mechanizm alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych oraz innych mechanizmów, umożliwiających działanie więcej niż jednego NEMO w Polsce (MNA)
Warunki dotyczące alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych i innych niezbędnych mechanizmów umożliwiających działanie więcej niż jednego wyznaczonego operatora rynku energii elektrycznej (NEMO), opracowane zostały na podstawie art. 45 i 57 Wytycznych CACM. Celem dokumentu jest ustalenie zasad umożliwiających działanie więcej niż jednego NEMO w procesie łączenia rynków dnia następnego i bieżącego.
Na podstawie przedłożonego wniosku Prezes URE decyzją znak DRR.WRE.7128.5.2016.JPa2 z dnia 5 czerwca 2017 r. zatwierdził warunki dotyczące alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych i innych niezbędnych mechanizmów umożliwiających działanie więcej niż jednego NEMO (MNA).
Decyzją z dnia 29 maja 2018 r. Prezes URE zatwierdził nowo obowiązującą wersję dokumentu.
Decyzja Prezesa URE z dnia 5 czerwca 2017 r. znak DRR.WRE.7128.5.2016.JPa2.
Decyzja Prezesa URE z dnia 29 maja 2018 r. znak DRR.WRE.7128.55.2017.JPa2 zatwierdzająca nową wersję MNA.
Metoda podziału dochodów z ograniczeń
Metoda podziału dochodów z ograniczeń (metoda CID) dotyczy podziału dochodów z ograniczeń w odniesieniu do jednolitego łączenia rynków dnia następnego. Metoda będzie stosowana na poziomie regionalnym (regionu wyznaczania zdolności przesyłowych – CCR): po pierwsze, dla każdego CCR jest ustalany i gromadzony dochód z ograniczeń generowany przez wymiany w ramach CCR. Po drugie, dochód z ograniczeń w CCR jest rozdzielany między granice obszaru rynkowego w CCR. Po trzecie, dochód z ograniczeń przypisany do granicy obszaru rynkowego pomiędzy OSP posiadających połączenia wzajemne na tej granicy obszaru rynkowego, zgodnie z proporcjami wynikającymi z Metody CID. Metoda CID zostanie wdrożona w dniu wdrożenia metody wyznaczania zdolności przesyłowych w ramach danego CCR.
Konsultacje i decyzje:
Przedłożony przez wszystkich OSP wniosek w sprawie zatwierdzenia metody podziału dochodu z ograniczeń krajowe organy regulacyjne przekazały do ACER. W dniu 14 grudnia 2017 r. ACER zatwierdził wniosek w sprawie metody CID.
Decyzja ACER nr 07/2017 z dnia 14 grudnia 2017 r. w sprawie metody podziału dochodu z ograniczeń
Dodatkowe informacje związane z wdrażaniem Wytycznych CACM dostępne są również na stronie internetowej ENTSO-E:
https://www.entsoe.eu/network_codes/cacm/

References: art. 24
 art. 9
 art. 44
 art. 9
 art. 35
 art. 9
 art. 9
 art. 20
 art. 4
 art. 9
 art. 9
 art. 45