Source: https://www.prawo.pl/akty/dz-u-2020-247-t-j,18670745.html
Timestamp: 2020-05-27 13:10:24+00:00
Document Index: 16534775

Matched Legal Cases: ['art. 3', 'art. 3', 'art. 2', 'art. 3', 'art. 9', 'art. 3', 'art. 3', 'art. 3', 'art. 3', 'art. 3', 'art. 3', 'art. 3', 'art. 6', 'art. 9', 'art. 6', 'art. 32', 'art. 32', 'art. 83', 'art. 83', 'art. 13', 'art. 13', 'art. 93', 'art. 2', 'art. 2', 'art. 2', 'art. 2', 'art. 9', 'art. 83', 'art. 3', 'art. 16', 'art. 25', 'art. 25', 'art. 25', 'art. 25', 'art. 25', 'art. 25', 'art. 83', 'art. 19', 'art. 25', 'art. 20', 'art. 32', 'art. 53', 'art. 53', 'art. 32', 'art. 20', 'art. 32', 'art. 22', 'art. 22', 'art. 22', 'art. 22', 'art. 31', 'art. 6', 'art. 32', 'art. 31', 'art. 33', 'art. 9', 'art. 31', 'art. 6', 'art. 68', 'art. 61', 'art. 59', 'art. 50', 'art. 53', 'art. 52', 'art. 52', 'art. 53', 'art. 50', 'art. 50', 'art. 57', 'art. 52', 'art. 59', 'art. 67', 'art. 68', 'art. 19', 'art. 20', 'art. 19', 'art. 20', 'art. 25', 'art. 25', 'art. 25', 'art. 62', 'art. 52', 'art. 53', 'art. 52', 'art. 53', 'art. 52', 'art. 24', 'art. 24', 'art. 12', 'art. 58', 'art. 58', 'art. 9', 'art. 6', 'art. 58', 'art. 62', 'Art. 63', 'art. 2', 'art. 2', 'art. 66', 'art. 71', 'art. 77', 'art. 77', 'art. 70', 'art. 70', 'art. 70', 'art. 70', 'art. 70', 'art. 69', 'art. 16', 'art. 70', 'art. 70', 'art. 70', 'art. 66', 'art. 83', 'art. 83', 'art. 83', 'art. 13', 'art. 22', 'art. 62', 'art. 19', 'art. 11', 'art. 71', 'art. 70', 'art. 5', 'art. 3', 'art. 4', 'art. 4', 'art. 9', 'art. 9', 'art. 10', 'art. 14', 'art. 27', 'art. 28', 'art. 23', 'art. 29', 'art. 29', 'art. 38', 'art. 57', 'art. 3', 'art. 58', 'art. 75', 'art. 369', 'art. 369', 'art. 60', 'art. 70', 'art. 70', 'art. 71', 'art. 1', 'art. 2', 'art. 3', 'art. 4', 'art. 14', 'art. 23', 'art. 31', 'art. 175', 'art. 107']

Rynek mocy. - Prawo.pl
Dz.U.2020.247 t.j.
Dz.U.2020.247
1) aukcja dodatkowa - aukcję mocy, w której okresem dostaw jest kwartał roku kalendarzowego;
2) aukcja główna - aukcję mocy, w której okresem dostaw jest rok kalendarzowy;
3) aukcja mocy - aukcję, w której dostawca mocy oferuje operatorowi obowiązek mocowy na okres dostaw;
4) dostawca mocy - właściciela jednostki rynku mocy, będącego właścicielem jednostek fizycznych tworzących jednostkę rynku mocy lub podmiotem upoważnionym przez właścicieli tych jednostek fizycznych do dysponowania nimi na rynku mocy;
5) jednostka fizyczna - wyodrębniony zespół urządzeń technicznych wraz z przyporządkowanymi im punktami pomiarowymi w systemie;
6) jednostka fizyczna połączenia międzysystemowego - element techniczny łączący system z systemem przesyłowym elektroenergetycznym innego państwa członkowskiego Unii Europejskiej, dostarczający moc do systemu;
7) jednostka fizyczna redukcji zapotrzebowania - jednostkę fizyczną dostarczającą moc do systemu przez czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z sieci elektroenergetycznej w wyniku wykorzystania:
a) sterowanego odbioru lub
b) niebędącej odrębną jednostką fizyczną wytwórczą jednostki wytwórczej, o której mowa w art. 3 pkt 43 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2019 r. poz. 755, z późn. zm.), lub magazynem energii elektrycznej, wraz z urządzeniami i instalacjami odbiorcy końcowego;
8) jednostka fizyczna wytwórcza - jednostkę fizyczną będącą jednostką wytwórczą, o której mowa w art. 3 pkt 43 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, lub magazynem energii elektrycznej;
9) jednostka fizyczna wytwórcza istniejąca - jednostkę fizyczną wytwórczą przyłączoną do systemu i oddaną do eksploatacji przed rozpoczęciem certyfikacji ogólnej, do udziału w której zostanie zgłoszona ta jednostka;
10) jednostka fizyczna wytwórcza planowana - inną, niż określoną w pkt 9 jednostkę fizyczną wytwórczą, dla której przyłączenie do systemu i oddanie do eksploatacji jest planowane przed rozpoczęciem okresu dostaw, którego dotyczyć będzie aukcja główna, do udziału w której zostanie zgłoszona ta jednostka;
11) jednostka redukcji zapotrzebowania planowana - jedną lub więcej jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, co do których nie są znane wszystkie dane wymagane dla rejestracji lub wydania certyfikatu w odniesieniu do jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania;
12) jednostka rynku mocy - jednostkę rynku mocy wytwórczą i jednostkę rynku mocy redukcji zapotrzebowania;
13) jednostka rynku mocy wytwórcza - jednostkę fizyczną wytwórczą lub grupę takich jednostek albo jednostkę fizyczną zagraniczną wytwórczą lub grupę takich jednostek, która uzyskała certyfikat do aukcji mocy;
14) jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania - jednostkę fizyczną redukcji zapotrzebowania lub grupę takich jednostek albo jednostkę fizyczną zagraniczną redukcji zapotrzebowania lub grupę takich jednostek, która uzyskała certyfikat do aukcji mocy;
15) jednostka fizyczna zagraniczna - jednostkę fizyczną zagraniczną wytwórczą i jednostkę fizyczną zagraniczną redukcji zapotrzebowania;
16) jednostka fizyczna zagraniczna wytwórcza - jednostkę fizyczną wytwórczą zlokalizowaną w państwie członkowskim Unii Europejskiej, którego system elektroenergetyczny jest bezpośrednio połączony z systemem;
17) jednostka fizyczna zagraniczna redukcji zapotrzebowania - jednostkę fizyczną redukcji zapotrzebowania zlokalizowaną w państwie członkowskim Unii Europejskiej, którego system elektroenergetyczny jest bezpośrednio połączony z systemem;
18) magazyn energii elektrycznej - magazyn energii, o którym mowa w art. 2 pkt 17 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2018 r. poz. 2389, z późn. zm.), posiadający zdolność do dostawy mocy elektrycznej do systemu;
19) moc osiągalna brutto jednostki fizycznej wytwórczej - potwierdzoną testami maksymalną moc czynną, przy której jednostka fizyczna wytwórcza może pracować przy parametrach nominalnych przez czas nie krótszy niż 4 kolejne godziny, bez uszczerbku dla trwałości tej jednostki;
20) moc osiągalna netto jednostki fizycznej wytwórczej - moc osiągalną brutto jednostki fizycznej wytwórczej pomniejszoną o moc zużywaną przez urządzenia i układy technologiczne tej jednostki niezbędne do wytwarzania energii elektrycznej lub energii elektrycznej i ciepła;
21) moc osiągalna jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania - wielkość maksymalnego czasowego ograniczenia mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej przez jednostkę fizyczną redukcji zapotrzebowania, zmierzonego we wszystkich punktach pomiarowo-rozliczeniowych tej jednostki w miejscach połączenia z siecią;
22) moc osiągalna netto jednostki rynku mocy - sumę mocy osiągalnych netto wszystkich jednostek fizycznych wytwórczych albo sumę mocy osiągalnych wszystkich jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania wchodzących w skład jednostki rynku mocy;
23) obowiązek mocowy - zobowiązanie dostawcy mocy do pozostawania w okresie dostaw w gotowości do dostarczania określonej mocy elektrycznej do systemu przez jednostkę rynku mocy oraz do dostawy określonej mocy elektrycznej do systemu w okresach zagrożenia;
24) odbiorca końcowy - odbiorcę końcowego energii elektrycznej, o którym mowa w art. 3 pkt 13a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;
25) okres dostaw - rok kalendarzowy albo kwartał, dla którego jest przeprowadzana aukcja mocy;
26) okres zagrożenia - pełną godzinę, w której nadwyżka mocy dostępnej dla operatora w procesach planowania dobowego pracy systemu jest niższa od wartości wymaganej, określonej zgodnie z art. 9g ust. 4 pkt 9 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;
27) operator - operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu połączonego elektroenergetycznego, o którym mowa w art. 3 pkt 24 lub 28 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;
28) operator systemu dystrybucyjnego - operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, o którym mowa w art. 3 pkt 25 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;
29) punkt pomiarowy - miejsce w sieci, urządzeniu lub instalacji, w którym dokonuje się pomiaru przepływającej energii elektrycznej, określone w umowie o przyłączenie do sieci albo w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
30) sieć dystrybucyjna - sieć dystrybucyjną elektroenergetyczną, o której mowa w art. 3 pkt 11b ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;
31) sieć przesyłowa - sieć przesyłową elektroenergetyczną, o której mowa w art. 3 pkt 11a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;
32) system - system elektroenergetyczny, o którym mowa w art. 3 pkt 23 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;
33) taryfa - taryfę, o której mowa w art. 3 pkt 17 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;
34) uczestnik rynku mocy - operatora, operatora systemu dystrybucyjnego, zarządcę rozliczeń, właściciela jednostki fizycznej lub podmiot przez niego upoważniony i dostawcę mocy.
1) certyfikację ogólną - w celu pozyskania informacji o jednostkach fizycznych i wpisania ich do rejestru rynku mocy, zwanego dalej "rejestrem";
2) certyfikację do aukcji głównej - w celu utworzenia jednostek rynku mocy i dopuszczenia ich do aukcji głównej;
3) certyfikację do aukcji dodatkowych - w celu utworzenia jednostek rynku mocy i dopuszczenia ich do jednej lub większej liczby aukcji dodatkowych.
1) dopuszczenie jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego do udziału w aukcjach mocy albo
2) organizację aukcji wstępnych odrębnie dla poszczególnych stref, o których mowa w ust. 6, oraz dopuszczenie jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych zagranicznych do udziału w aukcjach mocy.
1) określania i uzgadniania wielkości mocy oferowanej w aukcji mocy przez jednostkę rynku mocy składającą się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego;
2) udziału w aukcji mocy, w tym składania ofert w aukcji mocy i powstawania obowiązku mocowego jednostki, o której mowa w pkt 1;
3) wykonywania i rozliczania wykonania obowiązku mocowego przez jednostkę, o której mowa w pkt 1.
1) przekazywania informacji na potrzeby potwierdzenia istnienia jednostki fizycznej zagranicznej oraz jej parametrów technicznych;
2) przekazywania danych umożliwiających weryfikację oraz rozliczenie wykonania obowiązku mocowego przez jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych zagranicznych;
3) ogłaszania i przeprowadzania testowego okresu zagrożenia w odniesieniu do jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych zagranicznych.
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.
1) określa się maksymalną wielkość oferty mocy składanej w odniesieniu do jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego - w przypadku rozwiązania określonego w art. 6 ust. 1 pkt 1, albo
2) dokonuje się wyboru ofert na aukcji wstępnej, o którym mowa w art. 9 ust. 4 - w przypadku rozwiązania określonego w art. 6 ust. 1 pkt 2.
1) parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7;
2) ustalonej przez właściwego operatora systemu przesyłowego bezpośrednio połączonego z systemem.
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.
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.
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.
1) dane identyfikacyjne jednostki fizycznej i jej właściciela;
2) dane identyfikacyjne podmiotu upoważnionego do działania w imieniu właściciela jednostki fizycznej, jeżeli został wskazany, oraz dokumenty upoważniające do działania w jego imieniu;
3) informacje o lokalizacji jednostki fizycznej;
4) parametry techniczne jednostki fizycznej oraz wykaz punktów pomiarowych;
5) w przypadku jednostki fizycznej wytwórczej - plan pracy na okres kolejnych 5 lat kalendarzowych, licząc od roku następującego po roku certyfikacji ogólnej, w tym czas planowanej niedyspozycyjności jednostki w tym okresie;
6) zgłoszenie danej jednostki fizycznej do udziału w najbliższej aukcji głównej lub w jednej lub w większej liczbie aukcji dodatkowych wraz ze wskazaniem kwartałów albo oświadczenie o nieuczestniczeniu w najbliższej aukcji głównej lub w aukcjach dodatkowych;
7) w przypadku jednostki fizycznej wytwórczej planowanej - wskazanie roku dostaw, którego będzie dotyczyć aukcja główna, do udziału, w której zostanie zgłoszona ta jednostka;
8) inne informacje określone w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83.
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.
1) sumę mocy osiągalnej netto wszystkich jednostek fizycznych zgłoszonych do certyfikacji ogólnej w podziale na: jednostki fizyczne wytwórcze planowane i istniejące, jednostki fizyczne redukcji zapotrzebowania, jednostki redukcji zapotrzebowania planowane, jednostki fizyczne wytwórcze będące magazynem energii elektrycznej oraz jednostki fizyczne zagraniczne;
2) sumę mocy osiągalnej netto jednostek fizycznych, w stosunku do których zadeklarowano udział w aukcji głównej, w podziale na jednostki fizyczne wytwórcze planowane i istniejące, jednostki fizyczne redukcji zapotrzebowania, jednostki fizyczne wytwórcze będące magazynem energii elektrycznej oraz jednostki fizyczne zagraniczne;
3) wykaz podmiotów wezwanych do uzupełnienia wniosku, zgodnie z art. 13 ust. 1;
4) wykaz podmiotów, którym odmówiono wpisu do rejestru, zgodnie z art. 13 ust. 2.
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
1) jednostki fizycznej wytwórczej o mocy osiągalnej netto nie mniejszej niż 2 MW;
2) jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania o mocy osiągalnej redukcji zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;
3) grupy jednostek fizycznych wytwórczych, których łączna moc osiągalna netto wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW, a maksymalna moc osiągalna netto pojedynczej jednostki fizycznej w grupie tych jednostek jest nie większa niż 10 MW;
4) grupy jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW;
5) jednej jednostki fizycznej zagranicznej wytwórczej o mocy osiągalnej netto nie mniejszej niż 2 MW;
6) jednej jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania o mocy osiągalnej redukcji zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;
7) grupy jednostek fizycznych zagranicznych wytwórczych, których łączna moc osiągalna netto wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW, a maksymalna moc osiągalna netto pojedynczej jednostki fizycznej w grupie tych jednostek jest nie większa niż 10 MW;
8) grupy jednostek fizycznych zagranicznych redukcji zapotrzebowania, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW;
9) jednej jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej o mocy osiągalnej redukcji zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;
10) grupy jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW;
11) grupy składającej się z co najmniej jednej jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania i co najmniej jednej jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW.
1) w odniesieniu do której wytwórcy energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii będzie w danym roku dostaw przysługiwało prawo do pokrycia ujemnego salda, o którym mowa w art. 93 ust. 2 pkt 3 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, inna niż:
a) instalacja spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii lub
b) układ hybrydowy w rozumieniu art. 2 pkt 34 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii;
2) w odniesieniu do której wytwórca energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, dla danego okresu dostaw, będzie składał wniosek o wydanie świadectw pochodzenia w rozumieniu ustawy wymienionej w pkt 1, inna niż:
a) instalacja spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy wymienionej w pkt 1 lub
b) układ hybrydowy w rozumieniu art. 2 pkt 34 ustawy wymienionej w pkt 1;
3) w odniesieniu do której wytwórca lub odbiorca energii elektrycznej będzie w danym roku świadczył na rzecz operatora usługę określoną w instrukcji, o której mowa w art. 9g ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, o charakterze świadczenia i wynagradzania zbliżonym do obowiązku mocowego na rynku mocy;
4) zagraniczna, w odniesieniu do której dostawca mocy będzie w roku dostaw świadczyć na rzecz operatora systemu elektroenergetycznego w państwie członkowskim Unii Europejskiej usługę o charakterze zbliżonym do obowiązku mocowego na rynku mocy;
5) zagraniczna, w odniesieniu do której dostawca mocy będzie w roku dostaw korzystał z odpowiedniego systemu wsparcia wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych lub wysokosprawnej kogeneracji.
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 potwierdzenie spełniania określonych w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83, wymogów technicznych, niezbędnych do poprawnego prowadzenia rozliczeń, przez wszystkie układy pomiarowe jednostek fizycznych wchodzących w skład jednostki rynku mocy;
3) kopie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej przez jednostki fizyczne wchodzące w skład jednostki rynku mocy, jeżeli są wymagane zgodnie z ustawą z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne lub kopie promes koncesji;
4) moc osiągalną netto każdej z jednostek fizycznych w okresie dostaw;
5) informacje potwierdzające zdolność dostawy mocy osiągalnej netto przez poszczególne jednostki fizyczne wchodzące w skład jednostki rynku mocy w okresie dostaw przez nieprzerwany okres nie krótszy niż 4 godziny, w tym informacje o zastosowanej technologii i sposobie zapewnienia dostępności odpowiedniej ilości paliwa na potrzeby wykonania obowiązku mocowego;
6) informacje zawierające:
a) szybkość zmian wielkości wytwarzania energii elektrycznej przez jednostki fizyczne wchodzące w skład jednostki rynku mocy,
b) charakterystykę sprawności wytwarzania energii elektrycznej netto, a w przypadku jednostek kogeneracji, o których mowa w art. 3 pkt 35 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, także charakterystykę sprawności wytwarzania energii elektrycznej netto i ciepła oraz sprawności ogólnej netto rozumianej jako stosunek wytwarzania netto energii elektrycznej i ciepła do zużycia energii chemicznej paliwa w jednostce kogeneracji,
c) minimum techniczne wytwarzania energii elektrycznej, przy którym jednostka fizyczna wytwórcza może pracować przez nieprzerwany okres nie krótszy niż 4 godziny, bez uszczerbku dla trwałości tej jednostki, wyrażone w stosunku do mocy osiągalnej netto,
d) jednostkowe wskaźniki emisji: dwutlenku węgla, siarki, tlenków azotu oraz pyłów,
e) dane, za rok kalendarzowy poprzedzający rok, w którym odbywa się certyfikacja do aukcji mocy, dotyczące kosztów operacyjnych stałych i zmiennych oraz kosztów kapitałowych jednostek fizycznych wchodzących w skład jednostki rynku mocy obejmujące:
– jednostkowe koszty zmienne, inne niż koszty paliwa podstawowego i uprawnień do emisji,
– koszty stałe operacyjne,
– koszty stałe kapitałowe,
– nakłady inwestycyjne związane z działaniami na aktywach składających się na tę jednostkę;
7) informacje o istniejących i planowanych ograniczeniach czasu eksploatacji jednostki fizycznej, wynikających z odrębnych przepisów;
8) oświadczenia, że nie zachodzą okoliczności, o których mowa w art. 16 ust. 2.
1) planowane lub poniesione nakłady finansowe oraz zakres rzeczowy prac związanych z tymi nakładami;
2) w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy mocowej na okres dłuższy niż 1 rok dostaw - niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
a) nakłady finansowe, o których mowa w pkt 1, oraz
b) planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną, wchodzącą w skład nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, wymagań emisyjnych zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) (Dz. Urz. UE L 334 z 17.12.2010, str. 17, z późn. zm.) lub odpowiednio z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/2193 z dnia 25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania (Dz. Urz. UE L 313 z 28.11.2015, str. 1),
c) w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy zgodnie z art. 25 ust. 5 - planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną wchodzącą w skład nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, parametru, o którym mowa odpowiednio w art. 25 ust. 5 pkt 1 lub 2;
3) poświadczoną kopię:
a) umowy o przyłączenie do sieci albo warunków przyłączenia, jeżeli umowa taka nie została zawarta,
b) prawomocnego pozwolenia na budowę wydanego dla jednostki fizycznej, jeżeli jest ono wymagane na podstawie przepisów prawa budowlanego i zostało wydane,
c) prawomocnej decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach zgody na realizację przedsięwzięcia wydanej na podstawie przepisów ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko (Dz. U. z 2018 r. poz. 2081, z późn. zm.), 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.
2) moc osiągalną netto w okresie dostaw w przypadku rezygnacji z modernizacji;
3) wielkość obowiązku mocowego, która będzie oferowana w aukcji mocy w przypadku rezygnacji z modernizacji, nie wyższą niż:
a) wielkość obowiązku mocowego, którą dostawca mocy oferował w przypadku modernizacji,
b) iloczyn korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności i mocy, o której mowa w pkt 2;
4) w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy mocowej na okres dłuższy niż 1 rok dostaw - niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
b) planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną, wchodzącą w skład modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, wymagań emisyjnych zgodnie z dyrektywami, o których mowa w ust. 2 pkt 2 lit. b,
c) w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy zgodnie z art. 25 ust. 5 - planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną wchodzącą w skład modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, parametru, o którym mowa odpowiednio w art. 25 ust. 5 pkt 1 albo 2;
5) informacje potwierdzające możliwość pozyskania finansowania na modernizację;
7) informacje o zmianie parametrów techniczno-ekonomicznych w następstwie modernizacji;
8) informację o okresie obowiązywania umowy mocowej, z uwzględnieniem art. 25 ust. 4 i 5, którą dostawca mocy planuje zawrzeć w wyniku aukcji mocy w odniesieniu do tej jednostki.
1) przedkłada informacje, o których mowa w ust. 1 pkt 1 oraz 4-8;
2) w przypadku certyfikacji do aukcji dodatkowych - wskazuje kwartały roku dostaw, w odniesieniu do których zamierza brać udział w aukcjach dodatkowych;
3) przedkłada potwierdzenie wystawione przez operatora systemu przesyłowego, właściwego ze względu na lokalizację jednostki fizycznej zagranicznej, zgodności ze stanem faktycznym parametrów technicznych oraz lokalizacji wszystkich jednostek fizycznych zagranicznych wchodzących w skład danej jednostki rynku mocy;
4) przedkłada zobowiązanie operatora systemu przesyłowego, właściwego ze względu na lokalizację jednostki fizycznej zagranicznej, do przekazywania operatorowi danych pomiarowo-rozliczeniowych oraz danych o składanych przez jednostkę fizyczną zagraniczną ofertach wytwarzania lub redukcji poboru energii elektrycznej, umożliwiających weryfikację oraz rozliczenie wykonania obowiązku mocowego, na warunkach i w sposób określony w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83.
2) niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
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 będących częścią danej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania oraz planowane spełnienie przez nie wymagań emisyjnych, zgodnie z dyrektywami, o których mowa w art. 19 ust. 2 pkt 2 lit. b.
1) aukcji głównej lub jednej, lub większej liczbie aukcji dodatkowych następujących bezpośrednio po tej certyfikacji, o ile w certyfikacji ogólnej zgłoszono do udziału w aukcji wszystkie jednostki fizyczne wchodzące w skład tej jednostki rynku mocy;
2) rynku wtórnym w odniesieniu do okresu dostaw, którego dotyczyła dana certyfikacja.
1) dane identyfikacyjne dostawcy mocy oraz jednostki rynku mocy;
2) kwalifikację jednostki rynku mocy zgodnie z art. 25 ust. 1;
3) okres dostaw, którego dotyczy certyfikat;
4) wskazanie aukcji mocy, do udziału w których dopuszcza certyfikat;
5) wielkość obowiązku mocowego, która będzie oferowana w aukcji mocy, której dotyczyła certyfikacja;
6) w przypadku modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej - wielkość obowiązku mocowego, która będzie oferowana w aukcji mocy w przypadku rezygnacji z modernizacji;
7) iloczyn mocy osiągalnej netto i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności;
8) informację o statusie jednostki rynku mocy, jako cenotwórcy albo cenobiorcy;
9) informację o liczbie okresów dostaw, na którą dostawca mocy zamierza zawrzeć umowę mocową w wyniku aukcji głównej - w przypadku nowej lub modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej lub jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, o której mowa w art. 20 ust. 4.
1) certyfikat wydany dla tej jednostki wygasa z dniem ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji mocy - w odniesieniu do nowej jednostki rynku mocy wytwórczej;
2) jednostka staje się istniejącą jednostką rynku mocy, a jej moc osiągalna jest równa wielkości określonej w ust. 1 pkt 6 - w odniesieniu do modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej;
3) certyfikat wydany dla jednostki rynku mocy, innej niż określona w pkt 1 i 2, może po zakończeniu tej aukcji mocy zostać wygaszony przez operatora na wniosek dostawcy mocy.
1) istniejącą jednostkę rynku mocy wytwórczą;
2) nową jednostkę rynku mocy wytwórczą - jeżeli składa się ona wyłącznie z jednostki fizycznej wytwórczej planowanej;
3) modernizowaną jednostkę rynku mocy wytwórczą - jeżeli dostawca mocy wykazał we wniosku o certyfikację, że jednostka fizyczna wytwórcza istniejąca spełnia parametr, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. b.
1) potwierdzoną jednostkę rynku mocy redukcji zapotrzebowania - jeżeli do wniosku o certyfikację dołączono potwierdzenie testu zdolności redukcji zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1;
2) niepotwierdzoną jednostkę rynku mocy redukcji - jeżeli do wniosku o certyfikację nie dołączono potwierdzenia testu zdolności redukcji zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1.
1) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej spełniającej parametr, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. a, na nie więcej niż piętnaście kolejnych okresów dostaw;
2) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej albo jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, o której mowa w art. 20 ust. 4, spełniającej parametr, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. b, na nie więcej niż pięć kolejnych okresów dostaw;
3) istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej, jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, innej niż określona w pkt 2, nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, innej niż określona w pkt 1 i 2, jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych zagranicznych lub jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego - na jeden okres dostaw, w toku aukcji głównej;
4) istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej, jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych zagranicznych lub jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego - na jeden okres dostaw, w toku aukcji dodatkowej.
1) spełni jednostkowy wskaźnik emisji dwutlenku węgla na poziomie mniejszym lub równym 450 kg na 1 megawatogodzinę wytwarzanej energii i
2) w przypadku jednostek kogeneracji - co najmniej połowę wytworzonego ciepła w tej jednostce dostarcza do systemu ciepłowniczego, w którym nośnikiem ciepła jest gorąca woda.
1) status cenotwórcy - w przypadku:
a) nowej albo modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej,
b) jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania albo jednostki rynku mocy składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania,
c) jednostki rynku mocy składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej wytwórczej,
d) jednostki fizycznej połączenia międzysystemowego;
2) status cenobiorcy - w przypadku istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej.
1) cenotwórcy - w przypadku:
a) jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania,
b) jednostki rynku mocy składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej,
c) jednostki fizycznej połączenia międzysystemowego;
2) cenobiorcy - w przypadku istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej.
1) liczbę utworzonych jednostek rynku mocy oraz sumę iloczynów ich mocy osiągalnej netto i korekcyjnych współczynników dyspozycyjności, w podziale na: jednostki rynku mocy wytwórcze istniejące, modernizowane i nowe, jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, jednostki rynku mocy wytwórcze będące magazynem energii elektrycznej, jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych zagranicznych oraz jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego;
2) wykaz jednostek fizycznych, które pomimo zgłoszenia udziału w aukcji głównej podczas certyfikacji ogólnej, nie przystąpiły do certyfikacji do aukcji głównej;
3) sumaryczną wielkość obowiązków mocowych, które będą oferowali dostawcy mocy w aukcji głównej, w podziale na cenotwórców i cenobiorców;
4) wykaz jednostek rynku mocy, w których skład wchodzą jednostki fizyczne z istniejącymi lub planowanymi ograniczeniami czasu eksploatacji wynikającymi z odrębnych przepisów oraz rodzajem tych ograniczeń;
5) wykaz podmiotów wezwanych do uzupełnienia wniosku zgodnie z art. 22 ust. 1;
6) wykaz podmiotów, którym odmówiono wydania certyfikatu, zgodnie z art. 22 ust. 2;
7) sumę iloczynów mocy osiągalnej netto jednostek rynku mocy, dla których został wydany certyfikat uprawniający do uczestnictwa tylko w rynku wtórnym, i ich korekcyjnych współczynników dyspozycyjności.
1) liczbę utworzonych i dopuszczonych do udziału w aukcjach dodatkowych jednostek rynku mocy oraz sumę iloczynów ich mocy osiągalnej netto i korekcyjnych współczynników dyspozycyjności;
2) sumaryczną wielkość obowiązków mocowych, które będą oferowali dostawcy mocy w poszczególnych aukcjach dodatkowych, w podziale na cenotwórców i cenobiorców;
3) wykaz podmiotów wezwanych do uzupełnienia wniosku zgodnie z art. 22 ust. 1;
4) wykaz podmiotów, którym odmówiono wydania certyfikatu, zgodnie z art. 22 ust. 2.
1) 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.
1) w 2019 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2024;
2) w 2020 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2025;
3) w 2021 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2026;
4) w 2022 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2027;
5) w 2023 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2028;
6) w 2024 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2029;
7) w 2025 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2030,
1) cenie określonej w ofercie wyjścia, jeżeli dostawca mocy złożył ofertę wyjścia w danej lub we wcześniejszej rundzie albo
2) cenie wywoławczej kolejnej rundy, jeżeli dostawca mocy nie złożył oferty wyjścia i dana runda nie jest ostatnią rundą aukcji mocy, albo
3) cenie minimalnej, o której mowa w art. 31 pkt 5, jeżeli dostawca mocy nie złożył oferty wyjścia i dana runda jest ostatnią rundą aukcji mocy.
1) jednostek fizycznych zagranicznych - przyjmuje się, że oferta wyjścia została złożona po cenie równej cenie określonej w ofercie przyjętej w aukcji wstępnej, w oparciu o którą jednostka rynku mocy została certyfikowana;
2) jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego - przyjmuje się, że oferta wyjścia składana jest zgodnie z zasadami określonymi w umowie, o której mowa w art. 6 ust. 3.
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.
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.
1) cenę wywoławczą tej i kolejnej rundy;
2) przybliżoną łączną wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy po cenie nie wyższej niż cena wywoławcza tej rundy.
1) zapotrzebowania na moc wyznaczonego zgodnie z art. 33;
2) ceny wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej, odzwierciedlającej alternatywny koszt pozyskania mocy przez operatora przez budowę jednostki wytwórczej o najniższych operacyjnych i kapitałowych kosztach stałych, z uwzględnieniem potencjalnej marży na sprzedaży energii elektrycznej i świadczeniu usług systemowych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 8 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;
3) współczynnika zwiększającego cenę, o której mowa w pkt 2, służącego do wyznaczenia ceny maksymalnej obowiązującej w aukcji;
4) parametru wyznaczającego wielkość mocy poniżej zapotrzebowania, o którym mowa w pkt 1, dla której cena osiąga wartość maksymalną, o której mowa w pkt 3;
5) parametru wyznaczającego wielkość mocy ponad zapotrzebowanie, o którym mowa w pkt 1, dla której cena osiąga wartość minimalną równą 0,01 zł/kW/miesiąc.
1) wielkości wyznaczające popyt w aukcji, o których mowa w art. 31;
2) cena maksymalna określona dla cenobiorcy, wyznaczona na podstawie kapitałowych i operacyjnych kosztów stałych;
3) maksymalna liczba rund aukcji;
4) jednostkowe poziomy nakładów inwestycyjnych odniesione do mocy osiągalnej netto, warunkujące kwalifikację jednostki rynku mocy jako:
a) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej - uprawnionej do oferowania obowiązków mocowych na nie więcej niż 15 okresów dostaw w aukcji głównej,
b) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej albo jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania - uprawnionej do oferowania obowiązków mocowych na nie więcej niż 5 okresów dostaw w aukcji głównej;
5) minimalne wielkości obowiązków mocowych planowanych do pozyskania w wyniku aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw, którego dotyczy aukcja główna;
6) korekcyjne współczynniki dyspozycyjności dla poszczególnych grup technologii;
7) maksymalne wolumeny obowiązków mocowych dla stref, o których mowa w art. 6 ust. 6.
1) modernizowanej jednostki rynku mocy - nakładów finansowych na budowę nowych układów technologicznych lub w zakresie działań na istniejących układach technologicznych na potrzeby technologiczne tej jednostki;
2) nowej jednostki rynku mocy - nakładów finansowych na jednostkę fizyczną wytwórczą tworzącą jednostkę rynku mocy;
3) jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania - nakładów finansowych na dostosowanie urządzeń odbiorcy do możliwości świadczenia usług redukcji zapotrzebowania, na budowę magazynu energii lub wewnętrznego źródła wytwarzania energii elektrycznej, które będą stanowiły część urządzeń odbiorcy końcowego energii elektrycznej.
1) prognozowanego zapotrzebowania na moc w systemie w danym okresie dostaw;
2) wymaganego poziomu rezerw mocy ponad zapotrzebowanie w danym okresie dostaw, wyznaczonego na podstawie przyjętego standardu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, określonego w przepisach wydanych na podstawie art. 68, rozumianego jako dopuszczalny oczekiwany czas braku dostaw mocy elektrycznej do odbiorców końcowych, wyrażony w godzinach na rok;
3) wielkości mocy:
a) zapewnianej przez jednostki fizyczne niewchodzące w skład jednostek rynku mocy,
b) wynikającej z obowiązujących umów mocowych, których przedmiotem są obowiązki mocowe na ten sam okres dostaw,
c) w przypadku aukcji głównej - planowanej do pozyskania w wyniku aukcji dodatkowych,
d) połączeń międzysystemowych z uwzględnieniem możliwości ich wykorzystania na potrzeby pokrycia zapotrzebowania na moc w systemie oraz wyników aukcji wstępnych.
1) Prezes URE może, na wniosek operatora, wstrzymać rozpoczęcie aukcji mocy, w drodze postanowienia;
2) operator może wstrzymać, nie dłużej niż na 24 godziny, rozpoczęcie aukcji mocy lub zawiesić rozpoczętą aukcję mocy, niezwłocznie powiadamiając Prezesa URE oraz ministra właściwego do spraw energii wraz z podaniem przyczyn jej wstrzymania lub zawieszenia.
1) runda, w której łączna wielkość obowiązków mocowych, dla których nie zostały złożone oferty wyjścia, z uwzględnieniem złożonych oświadczeń o rezygnacji z modernizacji, jest nie większa niż popyt na moc lub
2) ostatnia runda.
1) wyznaczony popyt na moc;
2) złożone oferty wyjścia oraz oświadczenia o rezygnacji z modernizacji;
3) niepodzielność obowiązków mocowych oferowanych w aukcji.
1) wykaz jednostek rynku mocy, w odniesieniu do których zawarto umowy mocowe, wraz ze wskazaniem dostawców mocy;
2) informacje o wielkości obowiązków mocowych wynikających z zawartych umów mocowych oraz okresów obowiązywania tych umów;
3) cenę zamknięcia aukcji mocy.
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
1) dostawca mocy zobowiązuje się do wykonywania, przez oznaczony czas, obowiązku mocowego przez określoną jednostkę rynku mocy zgodnie z wynikiem aukcji mocy;
2) operator zobowiązuje się do:
a) weryfikacji wykonywania obowiązku mocowego,
b) przekazywania informacji niezbędnych do wystawienia przez dostawcę mocy dokumentów księgowych stanowiących podstawę do wypłacenia wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego,
c) ustalania wysokości kar należnych od dostawcy mocy za niewykonanie obowiązku mocowego;
3) zarządca rozliczeń rynku mocy, o którym mowa w art. 61 ust. 2, zobowiązuje się do zapłaty wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego.
1) oznaczenie jednostki rynku mocy, przez którą dostawca mocy wykonuje obowiązek mocowy;
2) okres trwania obowiązku mocowego;
3) sposób wykonywania obowiązku mocowego i wynagrodzenie za jego wykonanie, w tym cenę;
4) postanowienia dotyczące:
a) uiszczania kar, o których mowa w art. 59,
b) zatrzymywania zabezpieczeń, o których mowa w art. 50,
c) monitorowania postępów inwestycyjnych jednostki rynku mocy lub jej modernizacji, jeżeli umowa dotyczy nowej lub modernizowanej jednostki rynku mocy,
d) wykonania testu zdolności redukcji zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1, jeżeli umowa dotyczy niepotwierdzonej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania;
5) warunki jej rozwiązania;
6) odpowiedzialność stron za niewykonanie lub nienależyte wykonanie umowy.
1) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, a dostawca mocy nie spełnił wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 1;
2) nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, a dostawca mocy nie spełnił wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2, przed zakończeniem trzeciego roku dostaw albo przed zakończeniem trwania umowy mocowej, jeżeli została zawarta na mniej niż trzy lata dostaw;
3) niepotwierdzonej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, a dostawca mocy nie uzyskał potwierdzenia testu zdolności redukcji zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1, przed rozpoczęciem okresu dostaw.
1) operator zatrzymuje lub realizuje zabezpieczenie finansowe, o którym mowa w art. 50 ust. 1, jako karę za niewykonanie umowy mocowej;
2) dostawca mocy, który został zwolniony z obowiązku ustanowienia zabezpieczenia finansowego, o którym mowa w art. 50 ust. 1, uiszcza karę w wysokości równej kwocie zabezpieczenia, które byłby obowiązany ustanowić gdyby nie został zwolniony z tego obowiązku.
1) aukcji dodatkowych - przenosić na jednostkę rynku mocy innego dostawcy mocy obowiązek mocowy w części lub w całości, w odniesieniu do całości okresu dostaw lub jego części, z zastrzeżeniem, że przedmiotem obrotu może być wyłącznie przyszła część okresu dostaw (obrót wtórny obowiązkiem mocowym);
2) okresu zagrożenia - rozliczać w całości lub w części niewykonanie obowiązku mocowego dostarczeniem mocy przez inną jednostkę rynku mocy ponad wielkość wymaganą w tym okresie zagrożenia w odniesieniu do tej jednostki zgodnie z art. 57 ust. 1 pkt 2 (realokacja wielkości wykonanego obowiązku mocowego).
1) dotyczą:
a) jednostek rynku mocy certyfikowanych na ten sam rok dostaw, przy czym jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania musi posiadać status jednostki potwierdzonej,
b) jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych zlokalizowanych w tym samym systemie przesyłowym, z tym że zastrzega się, że obowiązek mocowy jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych zagranicznych może być przeniesiony także na jednostkę rynku mocy składającą się z jednostek fizycznych zlokalizowanych w systemie;
2) nie mogą dotyczyć:
a) obowiązku mocowego wykonywanego przez nową jednostkę rynku mocy wytwórczą, jeżeli dostawca mocy nie spełnił wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2,
b) jednostek rynku mocy, w odniesieniu do których dostawca mocy nie uiścił kary, o której mowa w art. 59,
c) jednostek rynku mocy redukcji zapotrzebowania, które nie wykonały testu zdolności redukcji zapotrzebowania,
d) jednostek rynku mocy, które zakończyły testowy okres zagrożenia z wynikiem negatywnym - do dnia otrzymania zgłoszenia, o którym mowa w art. 67 ust. 9,
e) jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego;
3) muszą zostać zgłoszone do rejestru w przypadku transakcji, o których mowa w:
a) ust. 1 pkt 1 - najpóźniej na dobę przed rozpoczęciem okresu, którego dotyczą,
b) ust. 1 pkt 2 - najpóźniej w 5. dniu po zakończeniu danego okresu zagrożenia;
4) muszą spełniać inne wymagania określone w przepisach wydanych na podstawie art. 68.
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.
1) wysokość zabezpieczenia finansowego odniesioną do wielkości obowiązku mocowego wnoszonego przez dostawcę mocy oraz wysokość zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez uczestnika aukcji wstępnej;
2) formy, w jakich zabezpieczenie finansowe może być złożone;
3) termin ustanowienia i zwrotu zabezpieczenia finansowego dostawcom mocy oraz uczestnikom aukcji wstępnych;
4) minimalny poziom ratingu, stanowiący podstawę zwolnienia z obowiązku ustanowienia zabezpieczenia finansowego oraz instytucje uprawnione do jego dokonania.
1) poniesienie nakładów finansowych w wysokości co najmniej 10% całkowitych planowanych nakładów finansowych;
2) zawarcie umów związanych z inwestycją o łącznej wartości wynoszącej co najmniej 20% całkowitych planowanych nakładów finansowych.
1) w przypadku nowej lub modernizowanej jednostki rynku mocy - dokumenty potwierdzające możliwość dostarczenia mocy przez tę jednostkę, w wielkości nie mniejszej niż 95% iloczynu mocy osiągalnej netto jednostki i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności, określonych w certyfikacie, przez ciągłą pracę przez okres co najmniej godziny;
2) zrealizowanie zakresu rzeczowego inwestycji oraz planowanych nakładów finansowych na tę jednostkę rynku mocy;
3) niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
a) poniesienie nakładów finansowych, o których mowa odpowiednio w art. 19 ust. 2 pkt 1, ust. 3 pkt 1 lub art. 20 ust. 4 pkt 1, oraz
b) spełnienie wymagań emisyjnych, o których mowa odpowiednio w art. 19 ust. 2 pkt 2 lit. b, ust. 3 pkt 4 lit. b, lub parametrów technicznych, o których mowa w art. 20 ust. 4 pkt 2 lit. b,
c) spełnienie parametru, o którym mowa odpowiednio w art. 25 ust. 5 pkt 1 albo 2 - w przypadku jednostki rynku mocy wytwórczej, która na podstawie art. 25 ust. 5, w wyniku aukcji głównej zawarła umowę mocową na okres dłuższy niż wynikający z art. 25 ust. 4;
4) wielkość udzielonej pomocy publicznej, o której mowa w art. 62 ust. 1.
1) nie mniejszej niż 80% iloczynu mocy osiągalnej i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności wskazanych w certyfikacie, uznaje się to za pozytywny wynik testu, a operator wydaje potwierdzenie zdolności redukcji zapotrzebowania;
2) mniejszej niż 80% iloczynu mocy osiągalnej i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności wskazanych w certyfikacie, uznaje się to za negatywny wynik testu.
1) przedstawienia dokumentów, o których mowa w art. 52 ust. 2;
2) otrzymania potwierdzenia, o którym mowa w art. 53 ust. 4 pkt 1, albo w przypadku zawarcia umowy mocowej na więcej niż 1 rok dostaw - otrzymania tego potwierdzenia i przedstawienia dokumentów, o których mowa w art. 52 ust. 2;
3) otrzymania potwierdzenia, o którym mowa w art. 53 ust. 5, albo w przypadku zawarcia umowy mocowej na więcej niż 1 rok dostaw - otrzymania tego potwierdzenia i przedstawienia dokumentów, o których mowa w art. 52 ust. 2, z zastrzeżeniem, że w obu tych przypadkach operator zwraca zabezpieczenie finansowe pomniejszone proporcjonalnie o wartość wynikającą z wyniku testu zdolności redukcji zapotrzebowania;
4) stwierdzenia wygaśnięcia certyfikatu, na wniosek dostawcy mocy, zgodnie z art. 24 ust. 2 pkt 3;
5) wygaśnięcia certyfikatu zgodnie z art. 24 ust. 2 pkt 1.
1) terminów, warunków oraz wyników certyfikacji, w tym pozyskanych danych;
2) jednostek fizycznych oraz jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych uzyskane w certyfikacji ogólnej;
3) jednostek rynku mocy i przyznanych im certyfikatów;
4) dostawców mocy biorących udział w rynku mocy wraz z jednostkami rynku mocy, którymi dysponują;
5) wyników aukcji wstępnych, w tym wybranych ofert;
6) terminów aukcji mocy;
7) wstępnych i ostatecznych wyników aukcji mocy;
8) oświadczeń składanych przez uczestników aukcji mocy w toku aukcji wraz ze wskazaniem czasu ich złożenia;
9) ogłoszonych okresów zagrożenia;
10) obowiązujących umów mocowych;
11) wykonania obowiązków mocowych;
12) wynagrodzenia za wykonanie obowiązku mocowego, kar za niewykonanie tego obowiązku oraz premii za wykonanie obowiązku mocowego ponad wymagany poziom;
13) treści oświadczeń uczestników rynku mocy innych niż określone w pkt 8;
14) transakcji na rynku wtórnym.
1) jednostki fizycznej wytwórczej planowanej - zachowuje ważność do zakończenia certyfikacji do aukcji głównej wskazanej zgodnie z art. 12 ust. 2 pkt 7;
2) jednostki fizycznej innej niż określona w pkt 1 - zachowuje ważność do rozpoczęcia certyfikacji ogólnej w kolejnym roku.
7. Operator administruje i przetwarza dane zawarte w rejestrze w trybie i na zasadach określonych w przepisach ustawy z dnia 29 sierpnia 1997 r. o ochronie danych osobowych (Dz. U. z 2016 r. poz. 922 oraz z 2018 r. poz. 138 i 723) 1 .
1) pozostawaniu w gotowości do dostarczania przez jednostkę rynku mocy określonej w umowie mocowej mocy elektrycznej do systemu oraz
2) dostarczeniu mocy elektrycznej do systemu w okresach zagrożenia w wielkości równej skorygowanemu obowiązkowi mocowemu, o którym mowa w art. 58 ust. 1 - w przypadku jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych zlokalizowanych w systemie oraz jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego, lub
3) dostarczeniu mocy elektrycznej do systemu przesyłowego państwa członkowskiego Unii Europejskiej, bezpośrednio połączonego z systemem, lub pozostawanie w gotowości do dostarczenia mocy, w okresach zagrożenia 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.
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.
1) w skład której wchodzą wyłącznie jednostki fizyczne uczestniczące aktywnie w bilansowaniu systemu w ramach mechanizmu centralnego bilansowania - przez zapewnienie wymaganej mocy dyspozycyjnej oraz wykonywanie poleceń operatora, zgodnie z procedurami, o których mowa w art. 9g ust. 6 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;
2) innej niż określona w pkt 1 przez:
a) wytwarzanie energii elektrycznej - w przypadku jednostki rynku mocy wytwórczej,
b) czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z sieci elektroenergetycznej - w przypadku jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania.
1) wytwarzanie energii elektrycznej - w przypadku jednostki rynku mocy zagranicznej wytwórczej;
2) czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z sieci elektroenergetycznej - w przypadku jednostki rynku mocy zagranicznej redukcji zapotrzebowania.
1) wielkości obowiązku mocowego danej jednostki rynku mocy i odwrotnie proporcjonalne do sumy obowiązków mocowych wszystkich jednostek rynku mocy w danej strefie - jeżeli operator i wszyscy dostawcy mocy posiadający jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego udostępnili zdolności przesyłowe odpowiadające odpowiednio co najmniej skorygowanym obowiązkom mocowym poszczególnych jednostek;
2) brakującej wielkości zdolności przesyłowych udostępnionych w odniesieniu do danego połączenia międzysystemowego i odwrotnie proporcjonalne do sumy wszystkich brakujących zdolności przesyłowych udostępnionych w odniesieniu do wszystkich połączeń międzysystemowych w danej strefie - jeżeli dla jednego bądź większej ilości połączeń międzysystemowych operator lub dostawcy mocy nie udostępnili zdolności przesyłowych w wielkości równej lub wyższej od wielkości skorygowanych obowiązków mocowych jednostek rynku mocy odpowiadających poszczególnym połączeniom międzysystemowym.
1) zmierzony przepływ mocy ze strefy, o której mowa w art. 6 ust. 6, w której zlokalizowana jest dana jednostka, był w okresie zagrożenia większy lub równy sumie wszystkich wielkości skorygowanego obowiązku mocowego przynależnych do wykonania przez jednostki rynku mocy zlokalizowane w danej strefie, albo
2) moc dostarczana przez daną jednostkę do systemu bezpośrednio połączonego z systemem w wyniku wytwarzania lub obniżenia poboru energii elektrycznej była nie niższa od skorygowanego obowiązku mocowego tej jednostki, albo
3) moc dostarczana przez daną jednostkę do systemu bezpośrednio połączonego z systemem w wyniku wytwarzania energii elektrycznej lub redukcji zapotrzebowania, powiększona o niewykorzystane ważne oferty wytwarzania lub obniżenia poboru energii elektrycznej złożone przez tę jednostkę na giełdzie energii, była nie niższa od skorygowanego obowiązku mocowego tej jednostki, albo
4) moc dostarczana przez daną jednostkę do systemu bezpośrednio połączonego z systemem w wyniku wytwarzania energii elektrycznej lub redukcji zapotrzebowania, powiększona o niewykorzystane ważne oferty wytwarzania lub obniżenia poboru energii elektrycznej złożone przez tę jednostkę na giełdzie energii i rynku bilansującym, była nie niższa od skorygowanego obowiązku mocowego tej jednostki.
1) wielkości obowiązku mocowego, wynikającej z umów mocowych dotyczących tej jednostki;
2) prognozowanego:
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.
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).
1) jeżeli, udostępnione przez operatora, zdolności wymiany transgranicznej na połączeniach międzysystemowych dotyczących danej jednostki rynku mocy były równe co najmniej obowiązkowi mocowemu tej jednostki, a udostępnione przez dostawcę mocy zdolności wymiany transgranicznej były niższe od obowiązku mocowego - kara naliczana jest dostawcy mocy;
2) jeżeli, udostępnione przez dostawcę mocy, zdolności wymiany transgranicznej na połączeniach międzysystemowych dotyczących danej jednostki rynku mocy były równe co najmniej obowiązkowi mocowemu tej jednostki, a udostępnione przez operatora zdolności wymiany transgranicznej były niższe od obowiązku mocowego - kara naliczana jest operatorowi;
3) w przypadkach innych niż określone w pkt 1 i 2 - kara naliczana jest operatorowi i dostawcy mocy w częściach równych.
1) wyznacza się odrębnie dla każdej jednostki rynku mocy;
2) oblicza się jako sumę iloczynów obowiązków mocowych w godzinach miesiąca, zgodnie z informacją, o której mowa w art. 58 ust. 6, i odpowiadającej danemu obowiązkowi mocowemu cenie obowiązku mocowego, z uwzględnieniem art. 62.
2. Zadania zarządcy rozliczeń wykonuje Zarządca Rozliczeń S.A., o którym mowa w rozdziale 7 ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz. U. z 2019 r. poz. 1874).
Art. 63. [Korekta wynagrodzenia w przypadku instalacji spalania wielopaliwowego oraz jednostek kogeneracji]
1. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla jednostki rynku mocy wytwórczej, w skład której wchodzi jednostka fizyczna będąca instalacją spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii i układem hybrydowym w rozumieniu art. 2 pkt 34 tej ustawy, koryguje się w związku z otrzymywaniem świadectw pochodzenia w rozumieniu tej ustawy.
1a. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla jednostki rynku mocy wytwórczej, w skład której wchodzi jednostka fizyczna będąca jednostką kogeneracji w rozumieniu ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. z 2019 r. poz. 42 i 412), koryguje się w związku z otrzymywaniem:
1) premii gwarantowanej albo
2) premii gwarantowanej indywidualnej, albo
3) premii kogeneracyjnej, albo
4) premii kogeneracyjnej indywidualnej
- w rozumieniu tej ustawy.
2. Korekty, o której mowa w ust. 1 i 1a, za dany okres dokonuje się, pomniejszając obowiązek mocowy, za który przysługuje wynagrodzenie, o wolumen mocy wynikający z:
1) przyznanych za ten okres świadectw pochodzenia w rozumieniu ustawy wymienionej w ust. 1 lub
2) ilości energii elektrycznej wytworzonej w tej jednostce, objętej obowiązkiem mocowym, w odniesieniu do której uzyskano premię w rozumieniu ustawy wymienionej w ust. 1a.
2a. Korekta, o której mowa w ust. 1 i 1a, nie może być wyższa niż wynagrodzenie wynikające z wielkości obowiązku mocowego i ceny obowiązku mocowego.
3. Wynagrodzenie za wykonanie obowiązku mocowego dla jednostki rynku mocy, o której mowa w ust. 1 i 1a, wypłaca się po przedstawieniu informacji o:
1) przyznanych za ten okres świadectw pochodzenia, o których mowa w ustawie wymienionej w ust. 1,
2) otrzymanej za ten okres premii, o której mowa w ustawie wymienionej w ust. 1a
- niezbędnych do wyliczenia korekty.
1) jednostki fizycznej zagranicznej - wypłaca się po przedstawieniu przez operatora systemu przesyłowego, właściwego ze względu na lokalizację tej jednostki, danych pomiarowo-rozliczeniowych za dany okres lub innych informacji pozwalających na dokonanie rozliczeń;
2) jednostki fizycznej połączenia międzysystemowego - dzieli się w równych częściach między dostawcę mocy i operatora.
Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego oraz premię, o której mowa w art. 66 ust. 1, powiększa się o należny podatek od towarów i usług w rozumieniu ustawy z dnia 11 marca 2004 r. o podatku od towarów i usług (Dz. U. z 2018 r. poz. 2174, z późn. zm.).
1) jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania - ograniczenie mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej w wielkości nie mniejszej niż najwyższy obowiązek mocowy tej jednostki w kwartale dostaw;
2) jednostki rynku mocy wytwórczej - wytworzenie energii elektrycznej w wielkości nie mniejszej niż najwyższy obowiązek mocowy tej jednostki w kwartale dostaw.
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.
2) procedurę ogłaszania okresu zagrożenia oraz przypadki, w których operator może nie ogłaszać okresu zagrożenia mimo obniżenia się nadwyżki mocy dostępnej w procesach planowania dobowego pracy systemu poniżej wartości wymaganej;
1) odbiorcy końcowego przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej;
2) operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, zwanego dalej "płatnikiem opłaty mocowej";
3) przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty mocowej, przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej;
4) przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej.
1) odbiorcy końcowego;
2) przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty mocowej;
3) przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną.
2) przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną;
3) przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty mocowej.
2) przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty mocowej.
1) pobierających energię elektryczną w gospodarstwie domowym - jako stawkę miesięczną, zależną od rocznego zużycia energii elektrycznej, płatną za punkt poboru energii elektrycznej rozumiany jako punkt w sieci elektroenergetycznej, w którym mierzony jest pobór energii elektrycznej przez układ pomiarowo-rozliczeniowy, określony w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej, lub w umowie kompleksowej;
2) innych niż określonych w pkt 1 - jako stawkę stosowaną do wolumenu energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby, wyrażoną w złotych za kWh energii elektrycznej.
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%
1) sumę iloczynów stawki opłaty mocowej dla poszczególnych przedziałów rocznego zużycia energii elektrycznej oraz liczby odbiorców końcowych, o których mowa w ust. 1 pkt 1;
2) sumę iloczynów stawki opłaty mocowej dla danej grupy odbiorców oraz ilości energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby przez odbiorców końcowych, o których mowa w ust. 1 pkt 2.
2) dla którego wartość współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej wynosi nie mniej niż 3%;
3) który w roku kalendarzowym poprzedzającym rok, za który pobierana jest opłata mocowa, zużył nie mniej niż 100 GWh energii elektrycznej.
1) wykonywanie działalności gospodarczej oznaczonej kodami Polskiej Klasyfikacji Działalności (PKD), o których mowa w ust. 1 pkt 1,
2) ilość zużytej energii elektrycznej w roku kalendarzowym poprzedzającym rok, za który pobierana jest opłata mocowa,
4) ilość energii elektrycznej stanowiącej podstawę do obliczania opłaty mocowej wyrażoną w procentach
3) dane dotyczące ilości energii elektrycznej stanowiącej podstawę do obliczenia opłaty mocowej, wyrażonej w procentach.
a) ilości energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej w roku realizacji obowiązku,
b) spełnianiu warunków, o których mowa w ust. 1;
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;
KC = KAG + KAD + KR - B,
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,
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.
1) stawki opłaty mocowej na kolejny rok;
2) wybrane godziny doby przypadające na godziny szczytowego zapotrzebowania na moc w systemie, wyznaczone odrębnie dla kwartałów roku dostaw - na potrzeby obliczania opłaty mocowej należnej od odbiorców, o których mowa w art. 70 ust. 1 pkt 2.
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,
KC - całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw.
1) poniżej 500 kWh energii elektrycznej;
2) od 500 kWh do 1200 kWh energii elektrycznej;
3) powyżej 1200 kWh do 2800 kWh energii elektrycznej;
4) powyżej 2800 kWh energii elektrycznej.
KGD - koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o której mowa w art. 70 ust. 1 pkt 1,
1) 0,25 x S/12 na miesiąc - w odniesieniu do odbiorców, o których mowa w ust. 7 pkt 1;
2) 0,6 x S/12 na miesiąc - w odniesieniu do odbiorców, o których mowa w ust. 7 pkt 2;
3) 1 x S/12 na miesiąc - w odniesieniu do odbiorców, o których mowa w ust. 7 pkt 3;
4) 1,4 x S/12 na miesiąc - w odniesieniu do odbiorców, o których mowa w ust. 7 pkt 4.
KP = KC- KGD,
KP - koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o której mowa w art. 70 ust. 1 pkt 2,
KGD - koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o której mowa w art. 70 ust. 1 pkt 1.
1) pobiera od podmiotów, o których mowa w art. 69 ust. 2, opłatę mocową w należnej wysokości, pomniejszonej o wierzytelności z tytułu opłaty mocowej z poprzednich okresów rozliczeniowych odpisane w tym okresie rozliczeniowym jako wierzytelności nieściągalne w rozumieniu przepisów art. 16 ust. 2 ustawy z dnia 15 lutego 1992 r. o podatku dochodowym od osób prawnych (Dz. U. z 2019 r. poz. 865, z późn. zm.);
2) gromadzi środki pieniężne z opłaty mocowej.
1) liczby punktów poboru energii elektrycznej, o których mowa w art. 70 ust. 1 pkt 1, wraz z odpowiadającymi im przedziałami rocznego zużycia energii elektrycznej,
2) ilości energii elektrycznej pobranej z sieci przez odbiorców, o których mowa w art. 70 ust. 1 pkt 2, w wybranych godzinach doby, o których mowa w art. 70 ust. 4 pkt 2,
3) wysokości środków z tytułu opłaty mocowej należnych i uiszczonych w danym kwartale przez podmioty zobowiązane do jej wnoszenia
6. Czynności, o których mowa w ust. 3 oraz 5, nie stanowią umowy pożyczki w rozumieniu ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 r. - Kodeks cywilny (Dz. U. z 2019 r. poz. 1145 i 1495) oraz ustawy z dnia 9 września 2000 r. o podatku od czynności cywilnoprawnych (Dz. U. z 2019 r. poz. 1519 i 1901) i nie podlegają opodatkowaniu tym podatkiem.
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.
1) procesów certyfikacji, w zakresie:
a) odmowy wpisu jednostki fizycznej do rejestru przez operatora,
b) odmowy wydania certyfikatu przez operatora lub wydania certyfikatu z parametrami odbiegającymi od tych, których dotyczył wniosek o certyfikację,
c) nierównego traktowania właścicieli jednostek fizycznych lub podmiotów przez nich upoważnionych, lub dostawców mocy,
d) prowadzenia przez operatora procesów certyfikacji niezgodnie z przepisami lub regulaminem rynku mocy, o którym mowa w art. 83,
2) aukcji mocy, w zakresie:
a) zachowania uczestników aukcji mocy niezgodnego z przepisami lub regulaminem rynku mocy, o którym mowa w art. 83,
b) prowadzenia aukcji mocy przez operatora niezgodnie z przepisami lub regulaminem rynku mocy, o którym mowa w art. 83,
c) niedopuszczenia jednostki rynku mocy do udziału w aukcji mocy,
3) obrotu obowiązkiem mocowym na rynku wtórnym, w tym sprzeciwu zgłoszonego przez operatora w odniesieniu do transakcji na rynku wtórnym,
4) danych wpisanych do rejestru lub danych, których wpisu odmówiono,
5) naruszenia przez operatora zasad ogłaszania okresu zagrożenia,
6) aukcji wstępnej
1) organizację i przebieg certyfikacji, w tym:
a) szczegółowy wykaz i formę przedkładanych operatorowi informacji,
b) sposób wymiany informacji między uczestnikami rynku mocy,
c) tryb składania i rozpatrywania reklamacji dotyczących rozstrzygnięć operatora,
d) zakres danych techniczno-ekonomicznych przekazywanych na potrzeby certyfikacji i sposób obliczania tych danych,
e) wzory stosowanych formularzy i dokumentów,
f) sposób współpracy operatora systemu dystrybucyjnego, do którego sieci przyłączone są jednostki fizyczne, z operatorem,
g) szczegółowy harmonogram certyfikacji,
h) termin usunięcia wad lub braków formalnych wniosku, o którym mowa w art. 13 ust. 1 i art. 22 ust. 1,
i) sposób weryfikacji parametrów jednostki fizycznej wytwórczej, jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania lub jednostki rynku mocy,
j) wytyczne w zakresie planu działalności przedstawianego przez jednostkę redukcji zapotrzebowania planowaną;
2) szczegółowe warunki prowadzenia aukcji mocy, w tym:
a) algorytm rozstrzygania aukcji,
b) uzyskiwania dostępu i korzystania z dedykowanego systemu teleinformatycznego, w tym wymagania techniczne dla użytkowników tego systemu,
c) sposób licytowania i przebieg aukcji mocy;
3) szczegółowy zakres informacji zawartych w rejestrze;
4) warunki korzystania z rejestru przez uczestników rynku mocy, w tym:
a) postać danych zapisywanych i przetwarzanych w rejestrze,
b) wymagania techniczne dla użytkowników rejestru,
c) sposób uzyskiwania dostępu do rejestru, w szczególności określenie zakresu danych dostępnych dla poszczególnych uczestników rynku mocy,
d) jego funkcjonalności w zakresie przetwarzania, kopiowania i sporządzania wyciągów z danych,
e) procedurę rejestrowania transakcji na rynku wtórnym,
f) zapewnienie bezpieczeństwa danych i ochrony informacji;
5) procedury związane z dostarczaniem mocy, w tym szczegółowe warunki i sposób:
a) rozliczania wykonania obowiązku mocowego, w tym wyznaczania skorygowanego obowiązku mocowego w okresie zagrożenia,
b) demonstracji,
c) wyznaczania wielkości dostarczonej mocy, w tym metody określania wielkości mocy dostarczonej w wyniku czasowego ograniczenia zużycia energii elektrycznej,
d) przeprowadzania testu;
6) termin sprawdzenia wykonania obowiązku mocowego w okresie zagrożenia;
7) sposób sprawdzenia wykonania skorygowanego obowiązku mocowego;
8) wzór obliczenia wynagrodzenia, o którym mowa w art. 62;
9) sposób wymiany danych pomiarowo-rozliczeniowych między operatorem a operatorem systemu przesyłowego, właściwego ze względu na lokalizację jednostki fizycznej wytwórczej zagranicznej lub jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania zagranicznej, oraz wzór zobowiązania, o którym mowa w art. 19 ust. 4 pkt 4;
10) szczegółowe warunki i sposób prowadzenia aukcji wstępnych oraz warunki aukcji;
11) warunki i zasady zgłaszania do rejestru jednostek fizycznych zagranicznych.
1) nie wykonuje obowiązku, o którym mowa w art. 11;
2) w certyfikacji przekazuje dane lub informacje nieprawdziwe lub niepełne;
3) w certyfikacji lub w aukcji dopuścił się zachowania niezgodnego z przepisami prawa lub regulaminem rynku mocy;
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.
1) nieprzeprowadzenia certyfikacji w terminie, o którym mowa w art. 3 ust. 2-4;
2) prowadzenia certyfikacji niezgodnie z przepisami lub regulaminem rynku mocy;
3) niezorganizowania aukcji wstępnej w terminie, o którym mowa w art. 4 ust. 2;
4) nieogłoszenia daty aukcji wstępnej, zgodnie z art. 4 ust. 4;
5) nieopublikowania wyników aukcji wstępnych w terminie, o którym mowa w art. 9 ust. 8;
6) nieuprawnionego ujawnienia cen, o których mowa w art. 9 ust. 9;
7) nieuzasadnionego nierównego traktowania zgłoszonych do certyfikacji jednostek fizycznych lub jednostek rynku mocy;
8) nieprzedłożenia w terminie informacji, o których mowa w art. 10, art. 14, art. 27 lub art. 28;
9) nieuzasadnionej odmowy wpisania jednostki fizycznej do rejestru;
10) nieuzasadnionej odmowy wydania dostawcy mocy certyfikatu, o którym mowa w art. 23;
11) nieogłoszenia dat aukcji głównej i dat aukcji dodatkowej w terminie, o którym mowa w art. 29 ust. 2;
12) niezorganizowania aukcji głównej lub aukcji dodatkowej w terminie określonym w art. 29 ust. 2, z przyczyn leżących po stronie operatora;
13) prowadzenia aukcji mocy niezgodnie z przepisami lub z regulaminem rynku mocy;
14) nieuzasadnionego niedopuszczenia jednostki rynku mocy do udziału w aukcji mocy;
15) nieprzekazania w terminie informacji, o której mowa w art. 38 ust. 2;
16) naruszenia zasad ogłaszania okresu zagrożenia, o których mowa w art. 57 ust. 9.
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.
W ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2017 r. poz. 220, 791, 1089, 1387 i 1566) wprowadza się następujące zmiany: (zmiany pominięte).
W ustawie z dnia 27 kwietnia 2001 r. - Prawo ochrony środowiska (Dz. U. z 2017 r. poz. 519, z późn. zm.) po art. 369 dodaje się art. 369a w brzmieniu: (zmiany pominięte).
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 następujące zmiany: (zmiany pominięte).
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: (zmiany pominięte).
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.
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.
1) funkcjonalności pozwalających na przeprowadzenie aukcji głównych - do dnia 31 października 2018 r.;
2) pozostałych funkcjonalności - do dnia 31 grudnia 2019 r.
1) art. 60 ust. 1 z rynkiem wewnętrznym albo decyzji stwierdzającej, że środek ten nie stanowi pomocy publicznej, umowa mocowa nie podlega wykonaniu;
2) art. 70 ust. 3 z rynkiem wewnętrznym albo decyzji stwierdzającej, że środek ten nie stanowi pomocy publicznej, przepisów art. 70 ust. 3 i art. 71-73 nie stosuje się.
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.
1) 2018 r. - 427 427 zł;
2) 2019 r. - 387 427 zł;
3) 2020 r. - 387 427 zł;
4) 2021 r. - 387 427 zł;
5) 2022 r. - 387 427 zł;
6) 2023 r. - 387 427 zł;
7) 2024 r. - 387 427 zł;
8) 2025 r. - 387 427 zł;
9) 2026 r. - 387 427 zł;
10) 2027 r. - 387 427 zł.
1 Ustawa utraciła moc z dniem 25 maja 2018 r. z wyjątkiem art. 1, art. 2, art. 3 ust. 1, art. 4-7, art. 14-22, art. 23-28, art. 31 oraz rozdziałów 4, 5 i 7, które zachowały moc w odniesieniu do przetwarzania danych osobowych w celu rozpoznawania, zapobiegania, wykrywania i zwalczania czynów zabronionych, prowadzenia postępowań w sprawach dotyczących tych czynów oraz wykonywania orzeczeń w nich wydanych, kar porządkowych i środków przymusu w zakresie określonym w przepisach stanowiących podstawę działania służb i organów uprawnionych do realizacji zadań w tym zakresie, w terminie do dnia wejścia w życie przepisów wdrażających dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/680 z dnia 27 kwietnia 2016 r. w sprawie ochrony osób fizycznych w związku z przetwarzaniem danych osobowych przez właściwe organy do celów zapobiegania przestępczości, prowadzenia postępowań przygotowawczych, wykrywania i ścigania czynów zabronionych i wykonywania kar, w sprawie swobodnego przepływu takich danych oraz uchylającą decyzję ramową Rady 2008/977/WSiSW (Dz. Urz. UE L 119 z 04.05.2016, str. 89), na podstawie art. 175 ustawy z dnia 10 maja 2018 r. o ochronie danych osobowych (Dz.U.2018.1000), 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.2019.125), która weszła w życie z dniem 6 lutego 2019 r.
Tytuł: Rynek mocy.
Data aktu: 08/12/2017
Data wejścia w życie: 18/01/2018