Source: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/HTML/?uri=CELEX:32017R2195&from=EN
Timestamp: 2019-05-26 23:45:02
Legal References Found: art. 18
 art. 18
 art. 8
 art. 18
 art. 4
 art. 18
 art. 2
 art. 2
 art. 2
 art. 2
 art. 2
 art. 2
 art. 2
 art. 2
 art. 3
 art. 3
 art. 127
 art. 37
 art. 5
 art. 5
 art. 5
 art. 5
 art. 5
 art. 5
 art. 5
 art. 37
 art. 20
 art. 21
 art. 22
 art. 20
 art. 21
 art. 25
 art. 29
 art. 29
 art. 30
 art. 38
 art. 40
 art. 50
 art. 52
 art. 19
 art. 33
 art. 33
 art. 34
 art. 35
 art. 37
 art. 38
 art. 41
 art. 42
 art. 50
 art. 50
 art. 51
 art. 51
 art. 53
 art. 58
 art. 12
 art. 15
 art. 18
 art. 26
 art. 29
 art. 32
 art. 44
 art. 62
 art. 8
 art. 8
 art. 37
 art. 5
 art. 8
 art. 4
 art. 5
 art. 10
 art. 4
 art. 11
 art. 37
 art. 5
 art. 5
 art. 5
 art. 5
 art. 1
 art. 1
 art. 18
 art. 37
 art. 38
 art. 39
 art. 38
 art. 40
 art. 58
 art. 59
 art. 18
 art. 37
 art. 3
 art. 5
 art. 37
 art. 37
 art. 2
 art. 18
 art. 182
 art. 182
 art. 159
 art. 159
 art. 18
 art. 26
 art. 18
 art. 18
 art. 54
 art. 18
 art. 54
 art. 18
 art. 36
 art. 39
 art. 4
 art. 19
 art. 10
 art. 49
 art. 16
 art. 32
 art. 154
 art. 154
 art. 158
 art. 158
 art. 161
 art. 161
 art. 45
 art. 45
 art. 17
 art. 54
 art. 54
 art. 52
 art. 137
 art. 12
 art. 26
 art. 16
 art. 52
 art. 52
 art. 24
 art. 24
 art. 24
 art. 27
 art. 29
 art. 18
 art. 23
 art. 24
 art. 25
 art. 29
 art. 31
 art. 58
 art. 29
 art. 29
 art. 18
 art. 24
 art. 25
 art. 29
 art. 58
 art. 61
 art. 29
 art. 29
 art. 24
 art. 25
 art. 58
 art. 61
 art. 29
 art. 58
 art. 37
 art. 19
 art. 19
 art. 20
 art. 21
 art. 22
 art. 19
 art. 158
 art. 161
 art. 18
 art. 18
 art. 19
 art. 127
 art. 3
 art. 31
 art. 59
 art. 19
 art. 127
 art. 21
 art. 50
 art. 58
 art. 31
 art. 26
 art. 26
 art. 24
 art. 19
 art. 157
 art. 19
 art. 143
 art. 144
 art. 26
 art. 26
 art. 26
 art. 29
 art. 127
 art. 18
 art. 37
 art. 25
 art. 32
 art. 35
 art. 26
 art. 27
 art. 157
 art. 32
 art. 33
 art. 37
 art. 61
 art. 33
 art. 16
 art. 29
 art. 37
 art. 33
 art. 38
 art. 40
 art. 37
 art. 40
 art. 41
 art. 42
 art. 40
 art. 41
 art. 33
 art. 41
 art. 38
 art. 38
 art. 35
 art. 35
 art. 127
 art. 37
 art. 45
 art. 45
 art. 30
 art. 45
 art. 30
 art. 54
 art. 45
 art. 146
 art. 142
 art. 136
 art. 172
 art. 137
 art. 30
 art. 30
 art. 30
 art. 53
 art. 49
 art. 54
 art. 55
 art. 49
 art. 54
 art. 55
 art. 55
 art. 55
 art. 37
 art. 5
 art. 52
 art. 49
 art. 32
 art. 32
 art. 33
 art. 33
 art. 35
 art. 19
 art. 29
 art. 30
 art. 22
 art. 33
 art. 11
 art. 61
 art. 60
 art. 19
 art. 20
 art. 21
 art. 22
 art. 11
 art. 26
 art. 37
 art. 37
 art. 37
 art. 19
 art. 20
 art. 21
 art. 22
 art. 24
 art. 24
 art. 41
 art. 42
 art. 53
 art. 45
 art. 8
 art. 59
 art. 8
 art. 9
 art. 37
 art. 14

Document Content:
L_2017312PL.01000601.xml
ROZPORZĄDZENIE KOMISJI (UE) 2017/2195
uwzględniając rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 (1), w szczególności jego art. 18 ust. 3 lit. b) i d) oraz art. 18 ust. 5,
Dobrze funkcjonujący rynek wewnętrzny energii elektrycznej powinien zapewniać producentom właściwe zachęty do inwestowania w nowe moce wytwórcze, w tym w energię elektryczną z odnawialnych źródeł energii, ze szczególnym uwzględnieniem państw członkowskich i regionów o najmniejszej liczbie połączeń międzysystemowych w obrębie unijnego rynku energii. Dobrze funkcjonujący rynek powinien również zapewniać konsumentom odpowiednie środki wspierające bardziej efektywne zużycie energii, czego warunkiem wstępnym jest bezpieczeństwo dostaw energii.
Rozporządzeniem (WE) nr 714/2009 ustanowiono niedyskryminujące przepisy dotyczące warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej oraz w szczególności ustanowiono przepisy dotyczące alokacji zdolności przesyłowych w odniesieniu do połączeń międzysystemowych i systemów przesyłowych mających wpływ na transgraniczne przepływy energii elektrycznej. W celu stworzenia prawdziwie zintegrowanego rynku energii elektrycznej oraz zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu należy opracować skuteczne przepisy dotyczące bilansowania, aby zachęcić uczestników rynku do przyczynienia się do rozwiązania braków systemowych, za które są oni odpowiedzialni. Konieczne jest w szczególności ustanowienie przepisów odnoszących się do aspektów technicznych i operacyjnych bilansowania systemu oraz do obrotu energią. Przepisy te powinny obejmować przepisy dotyczące rezerwy mocy w odniesieniu do systemu.
Rozporządzeniem Komisji (UE) 2017/1485 (2) ustanowiono zharmonizowane przepisy dotyczące pracy systemu mające zastosowanie do operatorów systemów przesyłowych („OSP”), regionalnych koordynatorów bezpieczeństwa, operatorów systemów dystrybucyjnych („OSD”) oraz znaczących użytkowników sieci. Określono w nim poszczególne krytyczne stany systemu (stan normalny, stan alarmowy, stan zagrożenia, stan zaniku zasilania i stan odbudowy systemu). Wspomniane rozporządzenie określa również wymogi i zasady służące utrzymaniu bezpieczeństwa pracy systemu w całej Unii oraz ma na celu promowanie koordynacji wymogów i zasad regulacji mocy i częstotliwości oraz rezerw w całej Unii.
Niniejsze rozporządzenie ustanawia obejmujące całą UE przepisy techniczne, operacyjne i rynkowe służące zarządzaniu funkcjonowaniem rynków bilansujących. Określa ono przepisy dotyczące zakupu mocy bilansującej, aktywacji energii bilansującej oraz rozliczeń finansowych podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie. W niniejszym rozporządzeniu nakłada się także wymóg opracowania zharmonizowanych metod alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych na potrzeby bilansowania. Tego rodzaju przepisy zwiększą płynność na rynkach krótkoterminowych poprzez umożliwienie zwiększenia handlu transgranicznego oraz bardziej efektywne wykorzystanie istniejącej sieci na potrzeby energii bilansującej. Ponieważ konkurowanie w ramach ofert energii bilansującej będzie się odbywać na platformach bilansujących obejmujących całą UE, to będzie ono wywierać pozytywny wpływ na konkurencję.
Niniejsze rozporządzenie ma na celu zapewnienie optymalnego zarządzania europejskim systemem przesyłowym energii elektrycznej i jego skoordynowanej pracy, przy jednoczesnym wsparciu realizacji unijnych celów dotyczących wzrostu udziału produkcji energii ze źródeł odnawialnych, a także zapewnieniu korzyści klientom. OSP, w razie potrzeby działający z OSD, powinni odpowiadać za organizację europejskich rynków bilansujących i dążyć do ich zintegrowania, w jak najskuteczniejszy sposób utrzymując zbilansowanie systemu. W tym celu OSP powinni ściśle współpracować ze sobą oraz z OSD, w jak największym stopniu koordynując prowadzone działania, aby dostarczyć sprawny system elektroenergetyczny we wszystkich regionach i na wszystkich poziomach napięcia, nie naruszając przepisów prawa konkurencji.
OSP powinni móc przekazywać osobie trzeciej całość lub część dowolnych zadań wynikających z niniejszego rozporządzenia. Przekazujący OSP powinien być nadal odpowiedzialny za zapewnienie wypełnienia obowiązków określonych w niniejszym rozporządzeniu. Analogicznie państwa członkowskie powinny móc powierzać osobie trzeciej zadania i obowiązki wynikające z niniejszego rozporządzenia. Takie powierzenie należy ograniczyć do zadań i obowiązków realizowanych na szczeblu krajowym (np. rozliczania niezbilansowania). Ograniczenia powierzenia nie powinny powodować zbędnych zmian obowiązujących rozwiązań krajowych. OSP powinni jednak pozostać odpowiedzialni za zadania powierzone im na podstawie dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE (3), opracowywanie ogólnoeuropejskich metod oraz wdrażanie i działanie platform rynku bilansującego. W przypadku gdy w państwie członkowskim osoba trzecia posiada wiedzę fachową i doświadczenie w zakresie prowadzenia rozliczania niezbilansowania, OSP danego państwa członkowskiego może zwrócić się do pozostałych OSP i ENTSO-E o wyrażenie zgody na pomoc takiej osoby trzeciej przy opracowywaniu propozycji. Jednak odpowiedzialność za opracowanie propozycji spoczywa nadal na OSP państwa członkowskiego w powiązaniu z wszystkimi pozostałymi OSP i nie można jej przenieść na osobę trzecią.
Przepisy określające rolę dostawców usług bilansujących oraz rolę podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie zapewniają sprawiedliwe, przejrzyste i niedyskryminujące podejście. Ponadto w przepisach dotyczących warunków związanych z bilansowaniem określono zasady i role, zgodnie z którymi będą się odbywać działania bilansujące regulowane niniejszym rozporządzeniem, oraz zapewniono odpowiednią konkurencję w oparciu o równe szanse między uczestnikami rynku, w tym między zagregowanymi instalacjami odbiorczymi oraz aktywami znajdującymi się na poziomie dystrybucji.
Każdy dostawca usług bilansujących, który zamierza dostarczać energię bilansującą lub moc bilansującą, powinien pomyślnie przejść proces kwalifikacji określony przez OSP, w razie potrzeby w ścisłej współpracy z OSD.
Ustanowienie wspólnych europejskich platform zarządzania procesem kompensowania niezbilansowań oraz umożliwienie wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości i rezerw zastępczych powinno przyczynić się do ułatwienia integracji rynków energii bilansującej. Współpraca między OSP powinna być ściśle ograniczona do działań koniecznych do skutecznego i bezpiecznego opracowania, wdrożenia i funkcjonowania tych europejskich platform.
Platformy wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości i rezerw zastępczych powinny stosować model obejmujący listy rankingowe w celu zapewnienia efektywnej pod względem kosztów aktywacji ofert. Jedynie w przypadku gdy analiza kosztów i korzyści przeprowadzona przez OSP wykaże, że model dla platformy wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z automatyczną aktywacją powinien zostać zmieniony, należy zapewnić OSP możliwość wdrożenia i uruchomienia platformy opartej na innym modelu.
Integracja rynków energii bilansującej powinna ułatwić sprawne funkcjonowanie rynku dnia bieżącego, aby zapewnić uczestnikom rynku możliwość zbilansowania siebie w czasie jak najbardziej zbliżonym do czasu rzeczywistego. Tylko niezbilansowania pozostałe po zakończeniu rynku dnia bieżącego powinny zostać zbilansowane przez OSP za pośrednictwem rynku bilansującego. Zharmonizowanie okresu rozliczania niezbilansowania do 15 minut w Europie powinno zapewnić wsparcie obrotu energią na rynkach dnia bieżącego oraz wzmocnić rozwój szeregu produktów handlowych o takim samym terminie dostawy.
Aby umożliwić wymianę usług bilansujących, tworzenie list rankingowych oraz zapewnienie odpowiedniej płynności na rynku bilansującym, konieczne jest uregulowanie standaryzacji produktów bilansujących. W niniejszym rozporządzeniu wymieniono minimalny zestaw standardowych i dodatkowych cech definiujących produkty standardowe.
Metoda wyceny produktów standardowych energii bilansującej powinna umożliwić stworzenie pozytywnych zachęt dla uczestników rynku w zakresie utrzymania lub pomocy w przywracaniu zbilansowania systemu w ramach ich obszaru obowiązywania ceny niezbilansowania, zmniejszenia niezbilansowania systemu i kosztów ponoszonych przez społeczeństwo. Takie podejście do wyceny powinno prowadzić do efektywnego ekonomicznie wykorzystania usług zarządzania stroną popytową oraz innych środków bilansujących z uwzględnieniem warunków bezpiecznej pracy systemu. Metoda wyceny stosowana przy nabywaniu mocy bilansującej powinna dążyć do efektywnego ekonomicznie wykorzystania usług zarządzania stroną popytową oraz innych środków bilansujących z uwzględnieniem warunków bezpiecznej pracy systemu.
Aby umożliwić OSP zakup i wykorzystanie mocy bilansującej w sposób efektywny, ekonomiczny i rynkowy, konieczne jest wspieranie integracji rynkowej. W związku z tym niniejszym rozporządzeniem ustanowiono trzy metody, za pomocą których OSP mogą przydzielać międzyobszarowe zdolności przesyłowe na potrzeby wymiany mocy bilansującej oraz współdzielenia rezerw, w przypadku gdy zostało to uzasadnione analizą kosztów i korzyści: proces kooptymalizacji, proces alokacji rynkowej oraz alokację w oparciu o analizę efektywności ekonomicznej. Kooptymalizacja alokacji powinna być przeprowadzona w trybie dnia następnego,natomiast proces alokacji rynkowej może być przeprowadzany w przypadku, gdy kontraktowanie odbywa się nie wcześniej niż tydzień przed dostarczeniem mocy bilansującej, a alokacja w oparciu o analizę efektywności ekonomicznej może być przeprowadzana w przypadku, gdy kontraktowanie odbywa się wcześniej niż tydzień przed dostarczeniem mocy bilansującej, pod warunkiem że przydzielone wolumeny są ograniczone, a ocenę przeprowadza się co roku.
Po zatwierdzeniu przez właściwe organy regulacyjne procesu alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych może nastąpić wcześniejsze stosowanie metody przez dwóch lub więcej OSP w celu zgromadzenia doświadczeń i umożliwienia jej sprawnego zastosowania przez innych OSP w przyszłości. Stosowanie takiej metody, jeżeli ona występuje, powinno być jednak skoordynowane przez wszystkich OSP w celu wspierania integracji rynkowej.
Ogólnym celem rozliczania niezbilansowania jest zapewnienie, aby podmioty odpowiedzialne za bilansowanie skutecznie wspierały zbilansowanie systemu, oraz zachęcanie uczestników rynku do utrzymywania zbilansowania systemu lub udzielania pomocy przy jego przywróceniu. W niniejszym rozporządzeniu określono przepisy dotyczące rozliczania niezbilansowania, zapewniając, aby opierały się one na zasadach niedyskryminacji, sprawiedliwości, obiektywności i przejrzystości. Aby przygotować rynki bilansujące oraz ogólny system energetyczny do zintegrowania rosnących udziałów odnawialnych źródeł energii o nieprzewidywalnej charakterystyce produkcji, ceny niezbilansowania powinny odzwierciedlać wartość energii w czasie rzeczywistym.
W niniejszym rozporządzeniu należy ustanowić procedurę przyznawania OSP tymczasowych odstępstw od stosowania określonych przepisów, aby uwzględnić okoliczności, w których wyjątkowo zgodność z tymi przepisami może, na przykład, stanowić zagrożenie dla bezpieczeństwa pracy systemu lub powodować przedwczesną wymianę infrastruktury inteligentnych sieci energetycznych.
Zgodnie z art. 8 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 713/2009 (4) Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki („Agencja”) powinna podjąć decyzję w przypadku, gdy właściwe organy regulacyjne nie są w stanie osiągnąć porozumienia w sprawie wspólnych warunków lub metod.
W celu przyjęcia w przejrzysty i partycypacyjny sposób skutecznych przepisów określonych z zachowaniem zasady równowagi i proporcjonalności niniejsze rozporządzenie zostało opracowane w ścisłej współpracy z Agencją, ENTSO energii elektrycznej („ENTSO-E”) i zainteresowanymi stronami. Zgodnie z art. 18 ust. 3 rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Komisja będzie konsultować się z Agencją, ENTSO-E oraz innymi zainteresowanymi stronami, zanim zaproponuje jakiekolwiek zmiany do niniejszego rozporządzenia.
1. W niniejszym rozporządzeniu określa się szczegółowe wytyczne w sprawie bilansowania, w tym ustanawia się wspólne zasady zakupu i rozliczenia rezerw utrzymania częstotliwości, rezerw odbudowy częstotliwości oraz rezerw zastępczych, a także wspólne metody aktywacji rezerw odbudowy częstotliwości oraz rezerw zastępczych.
2. Niniejsze rozporządzenie ma zastosowanie do operatorów systemów przesyłowych („OSP”), operatorów systemów dystrybucyjnych („OSD”), w tym zamkniętych systemów dystrybucyjnych, organów regulacyjnych, Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki („Agencja”), europejskiej sieci operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej („ENTSO-E”), osób trzecich, którym przekazano lub powierzono obowiązki, oraz innych uczestników rynku.
3. Niniejsze rozporządzenie ma zastosowanie do wszystkich systemów przesyłowych i połączeń międzysystemowych w Unii, z wyjątkiem systemów przesyłowych na wyspach, które nie są połączone z innymi systemami przesyłowymi za pomocą połączeń międzysystemowych.
4. Jeżeli w danym państwie członkowskim działa więcej niż jeden OSP, niniejsze rozporządzenie ma zastosowanie do wszystkich OSP w danym państwie członkowskim. Jeżeli OSP nie pełni funkcji, która pociąga za sobą zobowiązanie wynikające z niniejszego rozporządzenia lub większą ich liczbę, państwa członkowskie mogą postanowić, że odpowiedzialność za wypełnienie tych zobowiązań spoczywa na jednym określonym OSP lub większej ich liczbie.
5. W przypadku gdy w skład obszaru regulacyjnego mocy i częstotliwości (obszaru LFC) wchodzi co najmniej dwóch OSP, wszyscy OSP danego obszaru LFC mogą zadecydować, pod warunkiem zatwierdzenia przez właściwe organy regulacyjne, o realizowaniu jednego lub więcej obowiązków określonych w niniejszym rozporządzeniu w skoordynowany sposób dla wszystkich obszarów grafikowych danego obszaru LFC.
6. Europejskie platformy wymiany standardowych produktów energii bilansującej mogą być otwarte dla OSP prowadzących działalność w Szwajcarii, pod warunkiem że w prawie krajowym tego państwa wdrożone zostały najważniejsze unijne przepisy dotyczące rynku energii elektrycznej i zawarto międzyrządowe porozumienie w sprawie współpracy w zakresie energii elektrycznej między UE a Szwajcarią lub jeśli pominięcie Szwajcarii może spowodować nieplanowane fizyczne przepływy mocy przez Szwajcarię zagrażające bezpieczeństwu systemu w regionie.
7. Z zastrzeżeniem spełnienia przez Szwajcarię warunków określonych w ust. 6, o udziale tego państwa w europejskich platformach wymiany produktów standardowych energii bilansującej decyduje Komisja na podstawie opinii wydanej przez Agencję i wszystkich OSP zgodnie z procedurami określonymi w art. 4 ust. 3. Prawa i obowiązki szwajcarskich OSP musza być spójne z prawami i obowiązkami OSP działających na terytorium Unii, by umożliwić sprawne funkcjonowanie wspomnianego rynku bilansującego na szczeblu unijnym, a także aby zapewnić równe szanse wszystkim zainteresowanym stronom.
8. Niniejsze rozporządzenie ma zastosowanie do wszystkich stanów systemów określonych w art. 18 rozporządzenia (UE) 2017/1485.
Do celów niniejszego rozporządzenia zastosowanie mają definicje zawarte w art. 2 dyrektywy 2009/72/WE, art. 2 rozporządzenia (WE) nr 714/2009, art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) nr 543/2013 (5), art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 (6), art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 (7), art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1388 (8), art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1447 (9), art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1719 (10), art. 3 rozporządzenia (UE) 2017/1485 oraz art. 3 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2196 (11).
„bilansowanie” oznacza wszelkie działania i procesy, we wszystkich horyzontach czasowych, w których OSP zapewniają w sposób ciągły utrzymanie częstotliwości systemu we wstępnie określonym zakresie stabilności, jak określono w art. 127 rozporządzenia (UE) 2017/1485, oraz zgodność z ilością rezerw koniecznych w odniesieniu do wymaganej jakości, jak określono w części IV tytuły V, VI i VII rozporządzenia (UE) 2017/1485;
„rynek bilansujący” oznacza wszystkie ustalenia instytucjonalne, handlowe i operacyjne ustanawiające rynkowe zarządzanie bilansowaniem;
„usługi bilansujące” oznaczają albo energię bilansującą lub moc bilansującą, albo oba te elementy;
„energia bilansująca” oznacza energię wykorzystywaną przez OSP do celów bilansowania systemu dostarczoną przez dostawcę usług bilansujących;
„moc bilansująca” oznacza wolumen rezerwy mocy, na którego utrzymanie zgodził się dostawca usług bilansujących oraz w odniesieniu do którego dostawca usług bilansujących zgodził się złożyć OSP oferty na odpowiedni wolumen energii bilansującej przez cały okres obowiązywania umowy;
„dostawca usług bilansujących” oznacza uczestnika rynku z jednostkami zapewniającymi rezerwę lub grupami zapewniającymi rezerwę, który może świadczyć usługi bilansujące na rzecz OSP;
„podmiot odpowiedzialny za bilansowanie” oznacza uczestnika rynku lub wybranego przez niego przedstawiciela odpowiedzialnego za jego niezbilansowania;
„niezbilansowanie” oznacza wolumen energii obliczony dla podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie oraz odpowiadający różnicy między przydzielonym wolumenem przypisanym do tego podmiotu a końcową pozycją bilansową tego podmiotu, uwzględniając wszelkie korekty niezbilansowania zastosowane w przypadku tego podmiotu w danym okresie rozliczania niezbilansowania;
„rozliczanie niezbilansowania” oznacza mechanizm rozliczenia finansowego mającego na celu pobieranie opłat od podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie z tytułu ich niezbilansowań lub dokonywanie opłat na ich rzecz z tego tytułu;
„okres rozliczania niezbilansowania” oznacza jednostkę czasu, w odniesieniu do której oblicza się niezbilansowanie podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie;
„obszar niezbilansowania” oznacza obszar, dla którego oblicza się niezbilansowanie;
„cena niezbilansowania” oznacza cenę – o wartości dodatniej, ujemnej lub zerowej – w poszczególnych okresach rozliczania niezbilansowania w zakresie niezbilansowania w każdą stronę;
„obszar obowiązywania ceny niezbilansowania” oznacza obszar, dla którego oblicza się cenę niezbilansowania;
„korekta niezbilansowania” oznacza wolumen energii odpowiadający energii bilansującej dostarczonej przez dostawcę usług bilansujących, stosowany przez OSP przyłączającego w danym okresie rozliczania niezbilansowania do stosownych podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie; wolumen ten wykorzystuje się do obliczania niezbilansowania tych podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie;
„przydzielony wolumen” oznacza wolumen energii fizycznie wprowadzony do systemu lub z niego pobrany i przypisany do danego podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie na potrzeby obliczenia niezbilansowania tego podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie;
„pozycja bilansowa” oznacza zadeklarowany wolumen energii danego podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie wykorzystywany do obliczania jego niezbilansowania;
„model samodzielnego dysponowania” oznacza model grafikowania i model sterowania ruchem sieciowym, w którym grafiki wytwarzania i grafiki zużycia energii, a także sterowanie ruchem sieciowym zakładów wytwarzania energii oraz instalacji odbiorczych są ustalane przez podmioty ds. opracowywania grafików tych zakładów lub instalacji;
„model centralnego dysponowania” oznacza model grafikowania i model sterowania ruchem sieciowym, w którym grafiki wytwarzania i grafiki zużycia energii, a także sterowanie ruchem sieciowym zakładów wytwarzania energii oraz instalacji odbiorczych w odniesieniu do podmiotów podlegających centralnemu dysponowaniu są ustalane przez OSP w ramach zintegrowanego procesu grafikowania;
„zintegrowany proces grafikowania” oznacza iteracyjny proces z wykorzystaniem co najmniej ofert zintegrowanego procesu grafikowania zawierających dane handlowe, złożone dane techniczne poszczególnych zakładów wytwarzania energii lub instalacji odbiorczych, uwzględniający wprost charakterystykę rozruchu, najnowszą analizę wystarczalności obszaru regulacyjnego oraz granice bezpieczeństwa pracy systemu jako dane wejściowe do tego proces;
„czas zamknięcia bramki dla zintegrowanego procesu grafikowania” oznacza moment, od którego nie zezwala się już na złożenie ani aktualizację ofert dotyczących zintegrowanego procesu grafikowania dla danych iteracji zintegrowanego procesu grafikowania;
„model OSP-OSP” oznacza model wymiany usług bilansujących, w którym dostawca usług bilansujących świadczy usługi bilansujące na rzecz swojego OSP przyłączającego, który to OSP świadczy następnie te usługi bilansujące na rzecz wnioskującego OSP;
„OSP przyłączający” oznacza OSP obsługującego obszar grafikowy, na którym dostawcy usług bilansujących oraz podmioty odpowiedzialne za bilansowanie podlegają warunkom bilansowania;
„wymiana usług bilansujących” oznacza albo wymianę energii bilansującej lub wymianę mocy bilansującej, albo oba te elementy;
„wymiana energii bilansującej” oznacza aktywację ofert energii bilansującej w celu dostawy energii bilansującej danemu OSP obsługującemu inny obszar grafikowy niż ten, na którym przyłączony jest dostawca usług bilansujących;
„wymiana mocy bilansującej” oznacza dostarczenie mocy bilansującej do danego OSP na innym obszarze grafikowym niż ten, na którym przyłączony jest dostawca zakupionych usług bilansujących;
„przekazanie mocy bilansującej” oznacza przekazanie mocy bilansującej od dostawcy pierwotnie zakontraktowanych usług bilansujących do innego dostawcy usług bilansujących;
„czas zamknięcia bramki dla energii bilansującej” oznacza moment, od którego nie zezwala się już na złożenie ani aktualizację oferty energii bilansującej dotyczącej produktu standardowego na liście rankingowej;
„produkt standardowy” oznacza dany zharmonizowany produkt bilansujący ustalony przez wszystkich OSP do celów wymiany usług bilansujących;
„okres przygotowawczy” oznacza okres między wysłaniem polecenia przez OSP przyłączającego w przypadku modelu OSP-OSP lub przez OSP zamawiającego usługi w przypadku modelu OSP-DUB a rozpoczęciem okresu rampowania;
„czas pełnej aktywacji” oznacza okres między wysłaniem polecenia aktywacji przez OSP przyłączającego w przypadku modelu OSP-OSP lub przez OSP zamawiającego usługi w przypadku modelu OSP-DUB a odpowiadającą mu pełną aktywacją powiązanego produktu;
„okres dezaktywacji” oznacza okres przeznaczony na rampowanie od pełnej dostawy do wartości zadanej albo od pełnej redukcji z powrotem do wartości zadanej;
„okres dostawy” oznacza okres dostawy, w trakcie którego dostawca usług bilansujących dokonuje pełnej wnioskowanej zmiany mocy elektrycznej wprowadzanej do systemu albo pełnej wnioskowanej zmiany mocy elektrycznej wycofywanej z systemu;
„okres ważności” oznacza okres, gdy oferta dotycząca energii bilansującej złożona przez dostawcę usług bilansujących może zostać aktywowana i z zachowaniem pełnej charakterystyki danego produktu. Okres ważności jest określany przez termin rozpoczęcia i termin zakończenia;
„tryb aktywacji” oznacza tryb aktywacji ofert dotyczących energii bilansującej, który może być nieautomatyczny lub automatyczny w zależności od tego, czy energia bilansująca jest uruchamiana przez danego operatora w sposób nieautomatyczny, czy w sposób automatyczny w trybie pętli zamkniętej;
„podzielność” oznacza możliwość wykorzystania przez OSP tylko części ofert dotyczących energii bilansującej lub ofert dotyczących mocy bilansującej złożonych przez dostawcę usług bilansujących – pod względem wolumenu aktywowanej mocy lub okresu trwania;
„produkt specyficzny” oznacza produkt inny niż produkt standardowy;
„lista rankingowa” oznacza wykaz ofert dotyczących energii bilansującej ułożony według cen tych ofert i wykorzystywany do aktywacji tych ofert;
„czas zamknięcia bramki dla złożenia oferty dotyczącej energii elektrycznej przez OSP” oznacza najpóźniejszy moment, w którym OSP przyłączający może przekazać oferty dotyczące energii bilansującej otrzymane od dostawcy usług bilansujących do funkcji optymalizacji aktywacji;
„funkcja optymalizacji aktywacji” oznacza funkcję algorytmu stosowanego do zoptymalizowania aktywacji ofert dotyczących energii bilansującej;
„funkcja procesu kompensowania niezbilansowań” oznacza rolę zarządzania algorytmem stosowanym do zarządzania procesem kompensowania niezbilansowań;
„funkcja rozliczania OSP-OSP” oznacza funkcję rozliczania procesów współpracy między OSP;
„funkcja optymalizacji zakupu rezerw mocy” oznacza funkcję zarządzania algorytmem optymalizacji zakupu mocy bilansującej dla OSP wymieniających moc bilansującą;
„model OSP-DUB” oznacza model wymiany usług bilansujących, w którym dostawca usług bilansujących świadczy usługi bilansujące bezpośrednio na rzecz OSP zamawiającego usługi, który to OSP świadczy następnie te usługi bilansujące na rzecz wnioskującego OSP;
„OSP zamawiający usługi” oznacza OSP, który ma umowę na usługi bilansujące z dostawcą usług bilansujących w innym obszarze grafikowym;
„wnioskujący OSP” oznacza OSP, który wnioskuje o dostawę energii bilansującej.
Cele i aspekty regulacyjne
wzmocnienie efektywnej konkurencji, niedyskryminacji oraz przejrzystości na rynkach bilansujących;
zwiększenie efektywności bilansowania, a także efektywności europejskich i krajowych rynków bilansujących;
zintegrowanie rynków bilansujących i promowanie możliwości wymian usług bilansujących przy jednoczesnym przyczynianiu się do bezpieczeństwa pracy systemu;
przyczynienie się do efektywnej, długofalowej pracy i rozwoju systemu przesyłowego energii elektrycznej i sektora energii elektrycznej w Unii przy jednoczesnym ułatwianiu efektywnego i spójnego funkcjonowania rynków dnia następnego, rynków dnia bieżącego oraz rynków bilansujących;
zapewnienie możliwości sprawiedliwego, obiektywnego, przejrzystego i rynkowego zakupu usług bilansujących, a także, aby przy takim zakupie unikano nadmiernych barier dla nowych instalacji i wzmacniano płynność rynków bilansujących, zapobiegając jednocześnie niepotrzebnym zakłóceniom na rynku wewnętrznym energii elektrycznej;
ułatwienie udziału usług zarządzania stroną popytową, w tym zagregowanych instalacji odbiorczych oraz magazynów energii, przy jednoczesnym zapewnieniu im równych szans w konkurencji z innymi usługami bilansującymi, a w razie potrzeby zapewnieniu im możliwości niezależnego działania przy obsłudze pojedynczej instalacji odbiorczej;
ułatwienie udziału energii ze źródeł odnawialnych oraz wspieranie osiągnięcia celu Unii Europejskiej dotyczącego wzrostu udziału produkcji energii ze źródeł odnawialnych.
2. Stosując niniejsze rozporządzenie, państwa członkowskie, właściwe organy regulacyjne oraz operatorzy systemów:
stosują zasadę równowagi pomiędzy najwyższą całkowitą efektywnością i najniższymi kosztami ogólnymi dla wszystkich zainteresowanych stron;
zapewniają, aby rozwój rynku terminowego, rynku dnia następnego oraz rynku dnia bieżącego nie był zagrożony;
Warunki lub metody OSP
1. OSP opracowują warunki lub metody wymagane na podstawie niniejszego rozporządzenia i, w odpowiednich terminach określonych w niniejszym rozporządzeniu, przedkładają je właściwym organom regulacyjnym do zatwierdzenia zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE.
2. W przypadku gdy propozycja dotycząca ustanowienia warunków lub metod na podstawie niniejszego rozporządzenia musi zostać opracowana i zatwierdzona przez więcej niż jednego OSP, uczestniczący OSP ściśle współpracują ze sobą. OSP, przy wsparciu ENTSO-E, regularnie informują właściwe organy regulacyjne i Agencję o postępach w opracowywaniu tych warunków lub metod.
3. Jeżeli OSP nie osiągną konsensusu przy podejmowaniu decyzji w sprawie propozycji dotyczących ustanowienia warunków lub metod zgodnie z art. 5 ust. 2, podejmują decyzję kwalifikowaną większością głosów. W przypadku propozycji zgodnie z art. 5 ust. 2 większość kwalifikowana oznacza większość:
OSP reprezentujących co najmniej 55 % państw członkowskich; oraz
OSP reprezentujących państwa członkowskie, których liczba mieszkańców stanowi co najmniej 65 % ludności Unii.
Przy podejmowaniu decyzji zgodnie z art. 5 ust. 2 mniejszość blokująca musi obejmować OSP reprezentujących co najmniej cztery państwa członkowskie; w przypadku niespełnienia powyższego warunku uznaje się, że większość kwalifikowana została osiągnięta.
4. Jeżeli odpowiednie regiony leżą na terytoriach więcej niż pięciu państw członkowskich, a OSP nie osiągną konsensusu przy podejmowaniu decyzji w sprawie propozycji dotyczących ustanowienia warunków lub metod zgodnie z art. 5 ust. 3, podejmują decyzję kwalifikowaną większością głosów. W przypadku propozycji zgodnie z art. 5 ust. 3 większość kwalifikowana oznacza większość:
OSP reprezentujących co najmniej 72 % zainteresowanych państw członkowskich; oraz
OSP reprezentujących państwa członkowskie, na których terytorium zamieszkuje co najmniej 65 % ludności obszaru, którego to dotyczy.
Przy podejmowaniu decyzji zgodnie z art. 5 ust. 3 mniejszość blokująca musi obejmować co najmniej minimalną liczbę OSP reprezentujących ponad 35 % ludności uczestniczących państw członkowskich, a także OSP reprezentujących co najmniej jedno dodatkowe państwo członkowskie, którego dotyczy decyzja; w przypadku niespełnienia powyższego warunku uznaje się, że większość kwalifikowana została osiągnięta.
5. Decyzje w sprawie propozycji dotyczących ustanowienia warunków lub metod zgodnie z art. 5 ust. 3 w odniesieniu do regionów obejmujących nie więcej niż pięć państw członkowskich podejmowane są przez OSP w drodze konsensusu.
6. W przypadku decyzji podejmowanych przez OSP na podstawie ust. 3 i 4 każdemu państwu członkowskiemu przysługuje jeden głos. W przypadku występowania na terytorium danego państwa członkowskiego więcej niż jednego OSP państwo członkowskie rozdziela uprawnienia do głosowania wśród OSP.
7. Jeżeli w terminach określonych w niniejszym rozporządzeniu OSP nie przedłożą właściwym organom regulacyjnym propozycji dotyczącej ustanowienia warunków lub metod, przedkładają właściwym organom regulacyjnym i Agencji stosowne projekty warunków lub metod i wyjaśniają, dlaczego nie osiągnięto porozumienia. Agencja powiadamia Komisję, i we współpracy z właściwymi organami regulacyjnymi, na wniosek Komisji bada przyczyny braku porozumienia oraz informuje o nich Komisję. Komisja podejmuje stosowne kroki w celu umożliwienia przyjęcia wymaganych warunków lub metod w terminie czterech miesięcy od daty otrzymania informacji od Agencji.
Zatwierdzanie warunków lub metod OSP
1. Każdy właściwy organ regulacyjny zatwierdza zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE warunki lub metody opracowane przez OSP zgodnie z ust. 2, 3 i 4.
2. Propozycje dotyczące poniższych warunków lub metod podlegają zatwierdzeniu przez wszystkie organy regulacyjne:
ramy dla ustanowienia europejskich platform zgodnie z art. 20 ust. 1, art. 21 ust. 1 oraz art. 22 ust. 1;
modyfikacje ram dla ustanowienia europejskich platform zgodnie z art. 20 ust. 5 oraz art. 21 ust. 5;
produkty standardowe mocy bilansującej zgodnie z art. 25 ust. 2;
metoda klasyfikacji na potrzeby określenia celu aktywacji ofert energii bilansującej zgodnie z art. 29 ust. 3;
ocena potencjalnego zwiększenia minimalnego wolumenu ofert energii bilansującej, które przekazuje się europejskim platformom zgodnie z art. 29 ust. 11;
metody wyceny energii bilansującej i międzyobszarowych zdolności przesyłowych stosowane na potrzeby wymiany energii bilansującej lub obsługi procesu kompensowania niezbilansowań zgodnie z art. 30 ust. 1 i 5;
harmonizacja metod procesu alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw zgodnie z art. 38 ust. 3;
metoda kooptymalizacji procesu alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych zgodnie z art. 40 ust. 1;
zasady rozliczenia pomiędzy OSP planowej wymiany energii zgodnie z art. 50 ust. 1;
harmonizacja głównych cech rozliczania niezbilansowań zgodnie z art. 52 ust. 2;
państwo członkowskie może przedstawić odpowiedniemu organowi regulacyjnemu opinię dotyczącą powyższych propozycji.
3. Propozycje dotyczące poniższych warunków lub metod podlegają zatwierdzeniu przez wszystkie organy regulacyjne regionu, którego to dotyczy:
w przypadku obszaru geograficznego obejmującego wszystkich OSP przeprowadzających proces zastępowania rezerw zgodnie z częścią IV rozporządzenia (UE) 2017/1485, ramy dla ustanowienia europejskiej platformy rezerw zastępczych zgodnie z art. 19 ust. 1;
w przypadku obszaru geograficznego obejmującego co najmniej dwóch OSP prowadzących wymianę mocy bilansującej lub planujących prowadzenie takiej wymiany – ustanowienie wspólnych i zharmonizowanych zasad oraz wspólnego i zharmonizowanego procesu wymiany i zakupu mocy bilansującej zgodnie z art. 33 ust. 1;
w przypadku obszaru geograficznego obejmującego OSP prowadzących wymianę mocy bilansującej – metody obliczania prawdopodobieństwa w odniesieniu do dostępnych międzyobszarowych zdolności przesyłowych po czasie zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego zgodnie z art. 33 ust. 6;
zwolnienie dla obszaru geograficznego, na którym odbył się zakup mocy bilansującej, z obowiązku umożliwienia dostawcom usług bilansujących przekazywania ich obowiązku dostarczenia mocy bilansującej zgodnie z art. 34 ust. 1;
zastosowanie modelu OSP-DUB na obszarze geograficznym obejmującym co najmniej dwóch OSP zgodnie z art. 35 ust. 1;
metoda wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych dla każdego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych zgodnie z art. 37 ust. 3;
w obszarze geograficznym obejmującym dwóch lub więcej OSP stosowanie procesu alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw zgodnie z art. 38 ust. 1;
dla każdego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych – metoda procesu alokacji rynkowej międzyobszarowych zdolności przesyłowych zgodnie z art. 41 ust. 1;
dla każdego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych – metoda procesu alokacji rynkowej międzyobszarowych zdolności przesyłowych w oparciu o analizę efektywności ekonomicznej oraz wykaz wszystkich poszczególnych alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych w oparciu o analizę efektywności ekonomicznej zgodnie z art. 42 ust. 1 i 5;
w przypadku obszaru geograficznego obejmującego wszystkich OSP prowadzących planową wymianę energii na obszarze synchronicznym – zasady rozliczenia pomiędzy OSP w odniesieniu do planowej wymiany energii zgodnie z art. 50 ust. 3;
w przypadku obszaru geograficznego obejmującego wszystkich asynchronicznie połączonych OSP prowadzących planową wymianę energii – zasady rozliczenia pomiędzy OSP w odniesieniu do planowej wymiany energii zgodnie z art. 50 ust. 4;
w przypadku każdego obszaru synchronicznego – zasady rozliczenia pomiędzy OSP w odniesieniu do nieplanowej wymiany energii zgodnie z art. 51 ust. 1;
w przypadku obszaru geograficznego obejmującego wszystkich asynchronicznie połączonych OSP – zasady rozliczenia pomiędzy OSP w odniesieniu do nieplanowej wymiany energii zgodnie z art. 51 ust. 2;
zwolnienie na poziomie obszaru synchronicznego z harmonizacji okresów rozliczania niezbilansowań zgodnie z art. 53 ust. 2;
w przypadku obszaru geograficznego obejmującego co najmniej dwóch OSP prowadzących wymianę mocy bilansującej – zasady dotyczące algorytmów bilansowania zgodnie z art. 58 ust. 3;
4. Propozycje dotyczące poniższych warunków lub metod podlegają zatwierdzeniu przez każdy organ regulacyjny każdego z zainteresowanych państw członkowskich w poszczególnych przypadkach:
zwolnienie z obowiązku publikacji informacji o cenach oferowanych w ofertach dotyczących energii bilansującej lub mocy bilansującej w związku z obawą nadużycia na rynku zgodnie z art. 12 ust. 4;
w stosownych przypadkach metoda alokacji kosztów wynikających z działań podjętych przez OSD zgodnie z art. 15 ust. 3;
warunki dotyczące bilansowania zgodnie z art. 18;
definicja i stosowanie produktów specyficznych zgodnie z art. 26 ust. 1;
ograniczenie liczby ofert przekazywanych do europejskich platform zgodnie z art. 29 ust. 10;
zwolnienie z oddzielenia zakupów mocy bilansującej w górę i w dół zgodnie z art. 32 ust. 3;
w stosownych przypadkach, dodatkowy mechanizm rozliczeniowy odrębny od rozliczania niezbilansowań, służący rozliczaniu kosztów zakupu mocy bilansującej, kosztów administracyjnych oraz innych kosztów związanych z bilansowaniem z podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie zgodnie z art. 44 ust. 3;
odstępstwa w odniesieniu do co najmniej jednego przepisu niniejszego rozporządzenia zgodnie z art. 62 ust. 2;
koszty związane z obowiązkami nałożonymi na operatorów systemów lub wyznaczone podmioty trzecie zgodnie z art. 8 ust. 1 niniejszego rozporządzenia.
5. Propozycja dotycząca ustanowienia warunków lub metod musi obejmować proponowane ramy czasowe ich wdrożenia oraz opis ich przewidywanego wpływu na realizację celów określonych w niniejszym rozporządzeniu. Harmonogram wdrażania nie może przekraczać dwunastu miesięcy od daty zatwierdzenia przez właściwe organy regulacyjne, chyba że wszystkie właściwe organy regulacyjne zgodzą się wydłużyć harmonogram wdrażania lub jeżeli w niniejszym rozporządzeniu przewidziano inne harmonogramy. Propozycje dotyczące ustanowienia warunków lub metod podlegające zatwierdzeniu przez kilka organów regulacyjnych lub wszystkie takie organy przedkłada się jednocześnie Agencji i organom regulacyjnym. Na żądanie właściwych organów regulacyjnych w terminie trzech miesięcy Agencja wydaje opinię na temat propozycji dotyczących ustanowienia warunków lub metod.
6. W przypadku gdy zatwierdzenie warunków lub metod wymaga decyzji więcej niż jednego organu regulacyjnego, właściwe organy regulacyjne konsultują się między sobą, ściśle ze sobą współpracują i koordynują swe stanowiska w celu osiągnięcia porozumienia. W przypadku gdy Agencja wyda opinię, odpowiednie organy regulacyjne uwzględniają taką opinię. Organy regulacyjne podejmują decyzje w zakresie przedłożonych warunków lub metod zgodnie z ust. 2 i 3 w terminie sześciu miesięcy od dnia otrzymania warunków lub metod przez właściwy organ regulacyjny lub, w stosownych przypadkach, przez ostatni właściwy organ regulacyjny, którego to dotyczy.
7. W przypadkach, w których właściwe organy regulacyjne nie osiągną porozumienia w terminie wskazanym w ust. 6, lub na ich wspólny wniosek Agencja przyjmuje decyzję w sprawie przedstawionych propozycji dotyczących ustanowienia warunków lub metod w terminie sześciu miesięcy od złożenia tego wniosku, zgodnie z art. 8 ust. 1 rozporządzenia (WE) nr 713/2009.
8. Każda strona może wnieść przeciwko właściwemu operatorowi systemu lub OSP skargę dotyczącą obowiązków lub decyzji tego operatora systemu lub OSP wynikających z niniejszego rozporządzenia i może skierować taką skargę do właściwego organu regulacyjnego, który, działając jako organ rozjemczy, wydaje decyzję w terminie dwóch miesięcy od otrzymania skargi. Termin ten można przedłużyć o dwa miesiące w przypadku, gdy właściwy organ regulacyjny zażąda dodatkowych informacji. Przedłużony termin można dodatkowo przedłużyć za zgodą strony wnoszącej skargę. Decyzja właściwego organu regulacyjnego jest wiążąca, o ile i dopóki nie zostanie uchylona w drodze odwołania.
Zmiany warunków lub metod OSP
1. W przypadku gdy jeden lub większa liczba organów regulacyjnych zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE zażąda wprowadzenia zmiany w celu zatwierdzenia warunków lub metod przedłożonych zgodnie z art. 5 ust. 2, 3 i 4, właściwi OSP przedkładają propozycję dotyczącą zmienionych warunków lub metod do zatwierdzenia w terminie dwóch miesięcy od daty przedstawienia żądania przez właściwe organy regulacyjne. Właściwe organy regulacyjne podejmują decyzję w sprawie zmienionych warunków lub metod w terminie dwóch miesięcy od daty ich przedłożenia.
2. Jeżeli właściwe organy regulacyjne nie będą w stanie osiągnąć porozumienia w zakresie warunków lub metod w terminie dwóch miesięcy lub jeżeli wystąpią one ze wspólnym wnioskiem w tym zakresie, Agencja przyjmuje w terminie sześciu miesięcy decyzję w sprawie zmienionych warunków lub metod zgodnie z art. 8 ust. 1 rozporządzenia (WE) nr 713/2009. Jeżeli OSP, których to dotyczy, nie przedłożą propozycji dotyczącej zmienionych warunków lub metod, zastosowanie ma procedura określona w art. 4.
3. OSP odpowiedzialni za opracowanie propozycji dotyczącej warunków lub metod bądź organy regulacyjne odpowiedzialne za ich przyjęcie zgodnie z art. 5 ust. 2, 3 i 4 mogą złożyć wniosek o zmianę tych warunków lub metod. Wnioski o zmiany warunków lub metod przedkłada się do konsultacji zgodnie z procedurą określoną w art. 10 i zatwierdza zgodnie z procedurą określoną w art. 4 i 5.
Publikacja warunków lub metod w internecie
OSP odpowiedzialni za ustanowienie warunków lub metod zgodnie z niniejszym rozporządzeniem publikują je w internecie po uzyskaniu zatwierdzenia przez właściwe organy regulacyjne lub, jeżeli takie zatwierdzenie nie jest wymagane, po ich ustanowieniu, chyba że informacje takie uznaje się za poufne zgodnie z art. 11.
1. Koszty związane z obowiązkami nałożonymi na operatorów systemów lub wyznaczone podmioty trzecie zgodnie z niniejszym rozporządzeniem są oceniane przez właściwe organy regulacyjne zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE.
2. Koszty uznane za uzasadnione, efektywne i proporcjonalne przez właściwy organ regulacyjny są zwracane za pośrednictwem taryf sieciowych lub innych odpowiednich mechanizmów określonych przez właściwe organy regulacyjne.
3. Na wniosek właściwych organów regulacyjnych operatorzy systemów lub wyznaczone podmioty przedstawiają w terminie trzech miesięcy od daty wniosku informacje niezbędne do ułatwienia oceny poniesionych kosztów.
4. Uczestnicy rynku sami ponoszą wszelkie koszty związane ze spełnieniem wymogów niniejszego rozporządzenia.
Agencja, w ścisłej współpracy z ENTSO-E, podejmuje działania w celu zaangażowania zainteresowanych stron w rynek bilansujący i w inne aspekty wdrażania niniejszego rozporządzenia. Przedmiotowe zaangażowanie obejmuje regularne spotkania z zainteresowanymi stronami w celu zidentyfikowania problemów i zaproponowania ulepszeń w odniesieniu do integracji rynku bilansującego.
1. OSP odpowiedzialni za przedstawianie propozycji dotyczących ustanowienia warunków lub metod bądź ich zmian zgodnie z niniejszym rozporządzeniem konsultują się z zainteresowanymi stronami, w tym z właściwymi organami każdego państwa członkowskiego, w sprawie projektów propozycji dotyczących ustanowienia warunków lub metod oraz innych środków wykonawczych przez okres co najmniej jednego miesiąca.
2. Konsultacje te trwają co najmniej jeden miesiąc, z wyjątkiem projektów propozycji wynikających z art. 5 ust. 2 lit. a), b), c), d), e), f), g), h) oraz j), w przypadku których konsultacje trwają co najmniej dwa miesiące.
3. Konsultacjom społecznym na szczeblu europejskim podlegają co najmniej propozycje wynikające z art. 5 ust. 2 lit. a), b), c), d), e), f), g), h) oraz j).
4. Konsultacjom społecznym na szczeblu regionu, którego to dotyczy, podlegają co najmniej propozycje wynikające z art. 5 ust. 3 lit. a), b), c), d), e), f), g), h), i), n) oraz o).
5. Konsultacjom społecznym w poszczególnych państwach członkowskich, których to dotyczy, podlegają co najmniej propozycje wynikające z art. 5 ust. 4 lit. a), b), c) d), e), f), g) oraz i).
6. Przed przedłożeniem propozycji dotyczącej ustanowienia warunków lub metod organowi regulacyjnemu do zatwierdzenia OSP odpowiedzialni za propozycję należycie uwzględniają uwagi zainteresowanych stron zgłoszone w ramach konsultacji przeprowadzonych zgodnie z ust. 2–5. We wszystkich przypadkach sporządza się i publikuje w sposób terminowy należyte uzasadnienie przyczyn uwzględnienia lub nieuwzględnienia uwag będących wynikiem konsultacji w złożonym dokumencie, przed publikacją propozycji dotyczącej ustanowienia warunków lub metod lub jednocześnie z taką publikacją.
Obowiązki w zakresie zachowania poufności
1. Wszelkie informacje poufne otrzymywane, wymieniane lub przekazywane na podstawie niniejszego rozporządzenia podlegają warunkom tajemnicy zawodowej ustanowionym w ust. 2, 3 i 4.
3. Informacje poufne, które osoby lub organy regulacyjne, o których mowa w ust. 2, otrzymały w trakcie wykonywania swoich obowiązków, nie mogą zostać ujawnione żadnym innym osobom ani organom, bez uszczerbku dla przypadków objętych prawem krajowym, innymi przepisami niniejszego rozporządzenia bądź innymi stosownymi przepisami prawa unijnego.
4. Bez uszczerbku dla przypadków objętych prawem krajowym lub prawodawstwem unijnym organy regulacyjne, podmioty lub osoby, które otrzymują informacje poufne na podstawie niniejszego rozporządzenia, mogą wykorzystać je wyłącznie w celu wykonywania swoich obowiązków wynikających z niniejszego rozporządzenia, chyba że pierwotny właściciel tych danych udzielił pisemnej zgody na wykorzystanie ich w innym celu.
1. Wszystkie podmioty wymienione w art. 1 ust. 2 zapewniają OSP wszystkie odpowiednie informacje w celu spełnienia ich obowiązków określonych w ust. 3–5.
2. Wszystkie podmioty wymienione w art. 1 ust. 2 zapewniają publikację informacji zawartych w ust. 3–5 w takim terminie i w takim formacie, aby nie tworzyć faktycznej lub potencjalnej przewagi konkurencyjnej lub niekorzystnych warunków konkurencji dla żadnych osób fizycznych ani przedsiębiorstw.
3. Każdy OSP publikuje następujące informacje, gdy tylko są dostępne:
informacje na temat bieżącego zbilansowania systemu w swoim obszarze grafikowym lub swoich obszarów grafikowych, jak najszybciej, ale nie później niż z 30-minutowym opóźnieniem w stosunku do czasu rzeczywistego;
informacje o wszystkich ofertach energii bilansującej ze swojego obszaru grafikowego lub swoich obszarów grafikowych, w razie potrzeby zanonimizowane, nie później niż 30 min od zakończenia odpowiedniego podstawowego okresu handlowego. Informacje te muszą obejmować:
oferowane wolumeny;
oferowane ceny;
informacje na temat tego, czy dana oferta została zadeklarowana jako niedostępna;
informacje dotyczące tego, czy dana oferta dotycząca energii bilansującej została przekształcona z produktu specyficznego lub zintegrowanego procesu grafikowania, nie później niż 30 min od zakończenia odpowiedniego podstawowego okresu handlowego;
informacje odnoszące się do sposobu przekształcenia ofert energii bilansującej z produktów specyficznych lub zintegrowanego procesu grafikowania w oferty energii bilansującej z produktów standardowych nie później niż 30 min od zakończenia odpowiedniego podstawowego okresu handlowego;
zagregowane informacje na temat ofert energii bilansującej nie później niż 30 min od zakończenia odpowiedniego podstawowego okresu handlowego, które to informacje obejmują:
całkowity wolumen złożonych ofert energii bilansującej;
całkowity wolumen złożonych ofert energii bilansującej oddzielnie dla każdego rodzaju rezerwy;
całkowity wolumen złożonych oraz aktywowanych ofert energii bilansującej oddzielnie dla produktów standardowych i produktów specyficznych;
wolumen niedostępnych ofert oddzielnie dla każdego rodzaju rezerwy;
informacje o oferowanych wolumenach mocy bilansującej, a także o cenach oferowanych za zakup mocy bilansującej, w razie potrzeby zanonimizowane, nie później niż jedną godzinę od momentu powiadomienia oferentów o rezultatach procedury zakupu;
wstępne warunki dotyczące bilansowania, o których mowa w art. 18, co najmniej jeden miesiąc przed zastosowaniem i wprowadzeniem jakichkolwiek zmian warunków, niezwłocznie po zatwierdzeniu tych warunków przez właściwy organ regulacyjny zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE;
informacje o alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw zgodnie z art. 38, najpóźniej 24 godziny po przeprowadzeniu tej alokacji i nie później niż 6 godzin przed wykorzystaniem tych przydzielonych międzyobszarowych zdolności przesyłowych:
datę oraz godzinę podjęcia decyzji o alokacji;
okres alokacji;
przydzielone wolumeny;
wartości rynkowe, w oparciu o które przeprowadzono proces alokacji zgodnie z art. 39;
informacje o wykorzystaniu przydzielonych międzyobszarowych zdolności przesyłowych do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw zgodnie z art. 38, najpóźniej jeden tydzień po wykorzystaniu tych przydzielonych międzyobszarowych zdolności przesyłowych:
wolumen przydzielonych i wykorzystanych międzyobszarowych zdolności przesyłowych na dany podstawowy okres handlowy;
wolumen uwolnionych międzyobszarowych zdolności przesyłowych na potrzeby kolejnych przedziałów czasowych na dany podstawowy okres handlowy;
szacunkowe poniesione koszty i odniesione korzyści w wyniku procesu alokacji;
zatwierdzone metody, o których mowa w art. 40, 41 i 42, co najmniej jeden miesiąc przed ich zastosowaniem;
opis wymogów dotyczących każdego opracowanego algorytmu oraz zmian w tym algorytmie, o których mowa w art. 58, co najmniej jeden miesiąc przed ich zastosowaniem;
wspólne sprawozdanie roczne, o którym mowa w art. 59.
4. Z zastrzeżeniem zatwierdzenia zgodnie z art. 18, dany OSP może wstrzymać publikację informacji o oferowanych cenach oraz wolumenach mocy bilansującej lub wolumenach energii bilansującej, jeżeli jest to uzasadnione obawą nadużycia na rynku oraz jeżeli nie wywiera to szkodliwego wpływu na skuteczne funkcjonowanie rynków energii elektrycznej. Dany OSP co najmniej raz w roku zgłasza takie przypadki wstrzymania właściwemu organowi regulacyjnemu zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE.
5. Nie później niż dwa lata od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia każdy OSP publikuje informacje zgodnie z ust. 3 w ogólnie przyjętym, zharmonizowanym formacie przynajmniej na platformie informacyjnej na rzecz przejrzystości ustanowionej na mocy art. 3 rozporządzenia (UE) nr 543/2013. Nie później niż cztery miesiące od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia ENTSO-E aktualizuje podręcznik procedur, o którym mowa w art. 5 rozporządzenia (UE) nr 543/2013, oraz przedkłada taki podręcznik Agencji, która wydaje opinię na jego temat w ciągu dwóch miesięcy.
Przekazywanie i powierzanie zadań
1. OSP może przekazać całość lub część dowolnych zadań, powierzonych mu na podstawie niniejszego rozporządzenia, jednej lub kilku stronom trzecim, w przypadku gdy taka strona trzecia może wykonać stosowne zadania przynajmniej równie skutecznie jak przekazujący OSP. Przekazujący OSP jest nadal odpowiedzialny za zapewnienie wypełnienia obowiązków wynikających z niniejszego rozporządzenia, w tym za zapewnienie dostępu do informacji niezbędnych do monitorowania prowadzonego przez właściwe organy regulacyjne zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE.
2. Przed przekazaniem zadania strona trzecia, której to dotyczy, udowadnia przekazującemu OSP zdolność do wypełnienia zadań, które mają jej zostać przekazane.
3. W przypadku przekazania całości lub części dowolnych zadań określonych w niniejszym rozporządzeniu stronie trzeciej przekazujący OSP zapewnia przed przekazaniem zawarcie odpowiednich umów dotyczących zachowania poufności zgodnie z obowiązkami w zakresie zachowania poufności ciążącymi na przekazującym OSP. Po przekazaniu wszystkich zadań lub ich części stronom trzecim delegujący OSP ma obowiązek poinformować o tym fakcie właściwy organ regulacyjny oraz opublikować tę decyzję w internecie.
4. Bez uszczerbku dla zadań powierzonych OSP na mocy dyrektywy 2009/72/WE dane państwo członkowskie lub, w stosownych przypadkach, właściwy organ regulacyjny mogą powierzać zadania lub obowiązki powierzone OSP zgodnie z niniejszym rozporządzeniem jednej lub kilku stronom trzecim. Dane państwo członkowskie lub, w stosownych przypadkach, dany organ regulacyjny, mogą powierzać zadania i obowiązki OSP, które nie wymagają bezpośredniej współpracy, wspólnego podejmowania decyzji lub zawierania stosunków umownych z OSP z innych państw członkowskich. Przed powierzeniem zadania strona trzecia, której to dotyczy, wykazuje przed danym państwem członkowskim lub, w stosownych przypadkach, przed właściwym organem regulacyjnym zdolność do wypełnienia zadania, które ma jej zostać powierzone.
5. W przypadku powierzenia zadań i obowiązków osobie trzeciej przez dane państwo członkowskie lub dany organ regulacyjny odniesienia do OSP zawarte w niniejszym rozporządzeniu należy rozumieć jako odniesienia do podmiotu, któremu powierzono te zadania i obowiązki. Właściwy organ regulacyjny zapewnia nadzór regulacyjny nad podmiotem, któremu powierzono te zadania i obowiązki, w odniesieniu do powierzonych zadań i obowiązków.
Rola OSP
1. Każdy OSP odpowiada za zakup usług bilansujących od dostawcy usług bilansujących w celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu.
2. Każdy OSP stosuje model samodzielnego dysponowania do określenia grafików wytwarzania oraz grafików zużycia energii. OSP, którzy stosują model centralnego dysponowania w momencie wejścia w życie niniejszego rozporządzenia, zgłaszają do właściwego organu regulacyjnego zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE chęć kontynuowania stosowania modelu centralnego dysponowania dla określania grafików wytwarzania oraz grafików zużycia energii. Właściwy organ regulacyjny weryfikuje, czy zadania i obowiązki OSP są zgodne z definicją w art. 2 pkt 18.
1. OSD, OSP, dostawcy usług bilansujących oraz podmioty odpowiedzialne za bilansowanie muszą współpracować, w celu zapewnienia wydajnego i skutecznego bilansowania.
2. Każdy OSD dostarcza OSP przyłączającemu w wymaganym terminie wszelkie informacje konieczne do dokonania rozliczania niezbilansowań zgodnie z warunkami dotyczącymi bilansowania na podstawie art. 18.
3. Każdy OSP może wraz z OSD przyłączającymi rezerwy na obszarze regulacyjnym opracować wspólnie metodę alokacji kosztów wynikających z działań OSD zgodnie z art. 182 ust. 4 i 5 rozporządzenia (UE) 2017/1485. Metoda ta musi zapewnić sprawiedliwą alokację kosztów z uwzględnieniem obowiązków zaangażowanych stron.
4. OSD zgłasza OSP przyłączającemu wszelkie ograniczenia określone zgodnie z art. 182 ust. 4 i 5 rozporządzenia (UE) 2017/1485, które mogą mieć wpływ na wymogi określone w niniejszym rozporządzeniu.
Rola dostawców usług bilansujących
1. Dostawca usług bilansujących kwalifikuje się do składania ofert dotyczących energii bilansującej lub mocy bilansującej, które są aktywowane lub nabywane przez OSP przyłączającego lub – w modelu OSP-DUB – przez OSP zamawiającego usługi. Pomyślne zakończenie kwalifikacji wstępnej zapewnionej przez OSP przyłączającego oraz przeprowadzonej zgodnie z art. 159 i 162 rozporządzenia (UE) 2017/1485 uznaje się za warunek wstępny pomyślnego zakończenia procesu kwalifikacji dostawcy usług bilansujących na podstawie niniejszego rozporządzenia.
2. Każdy dostawca usług bilansujących składa oferty dotyczące mocy bilansującej OSP przyłączającemu, które to oferty mają wpływ na jeden lub kilka podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie.
3. Każdy dostawca usług bilansujących uczestniczący w procedurze zakupu mocy bilansującej składa oferty mocy bilansującej i ma prawo do ich aktualizacji przed czasem zamknięcia bramki w procedurze zakupu.
4. Każdy dostawca usług bilansujących z umową w odniesieniu do mocy bilansującej składa swojemu OSP przyłączającemu oferty dotyczące energii bilansującej lub oferty dotyczące zintegrowanego procesu grafikowania odpowiadające wolumenowi, produktom oraz innym wymogom określonym w umowie w odniesieniu do mocy bilansującej.
5. Każdy dostawca usług bilansujących ma prawo złożyć swojemu OSP przyłączającemu oferty dotyczące energii bilansującej z produktów standardowych bądź specyficznych lub oferty zintegrowanego procesu grafikowania, w odniesieniu do których przeszedł proces kwalifikacji wstępnej zgodnie z art. 159 i 162 rozporządzenia (UE) 2017/1485.
6. Cena w ofertach dotyczących energii bilansującej lub zintegrowanego procesu grafikowania z produktów standardowych i specyficznych zgodnie z ust. 4 nie może być ustalana odgórnie w umowie dotyczącej mocy bilansującej. Dany OSP może zaproponować zwolnienie z obowiązku przestrzegania tego przepisu w propozycji warunków dotyczących bilansowania opracowanych zgodnie z art. 18. Takie zwolnienie ma zastosowanie tylko do produktów specyficznych zgodnie z art. 26 ust. 3 lit. b) i musi mu towarzyszyć uzasadnienie wykazujące wyższą efektywność ekonomiczną.
7. Nie może mieć miejsca żadna dyskryminacja pomiędzy ofertami dotyczącymi energii bilansującej lub zintegrowanego procesu grafikowania złożonymi zgodnie z ust. 4 oraz ofertami dotyczącymi energii bilansującej lub zintegrowanego procesu grafikowania złożonymi zgodnie z ust. 5.
8. W przypadku każdego produktu energii bilansującej lub mocy bilansującej jednostka zapewniająca rezerwę, grupa zapewniająca rezerwę, instalacja odbiorcza lub osoba trzecia oraz powiązane podmioty odpowiedzialne za bilansowanie zgodnie z art. 18 ust. 4 lit. d) muszą należeć do tego samego obszaru grafikowego.
Rola podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie
1. Każdy podmiot odpowiedzialny za bilansowanie dąży do zachowania bilansu lub udziela pomocy przy zachowaniu bilansu w systemie energetycznym w czasie rzeczywistym. Szczegółowe wymogi dotyczące tego zobowiązania określa się w propozycji warunków dotyczących bilansowania opracowanych zgodnie z art. 18.
2. Każdy podmiot odpowiedzialny za bilansowanie ponosi odpowiedzialność finansową za niezbilansowania, które mają zostać rozliczone z OSP przyłączającym.
3. Przed czasem zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego każdy podmiot odpowiedzialny za bilansowanie może zmienić grafiki wymagane do obliczenia jego pozycji zgodnie z art. 54. OSP stosujący model centralnego dysponowania mogą ustanowić szczególne warunki i zasady dotyczące zmiany grafików danego podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie w warunkach dotyczących bilansowania opracowanych zgodnie z art. 18.
4. Po czasie zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego każdy podmiot odpowiedzialny za bilansowanie może zmienić wewnętrzne grafiki handlowe wymagane do obliczenia jego pozycji zgodnie z art. 54 zgodnie z zasadami określonymi w warunkach dotyczących bilansowania opracowanych zgodnie z art. 18.
1. Nie później niż sześć miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia OSP z danego państwa członkowskiego opracowują w odniesieniu do wszystkich obszarów grafikowych danego państwa członkowskiego propozycję dotyczącą:
warunków dla dostawców usług bilansujących;
W przypadku gdy w skład obszaru LFC wchodzi co najmniej dwóch OSP, wszyscy OSP danego obszaru LFC mogą, pod warunkiem zatwierdzenia przez właściwe organy regulacyjne, opracować wspólną propozycję.
2. Warunki wynikające z ust. 1 obejmują również zasady zawieszenia i wznawiania działalności rynkowej zgodnie z art. 36 rozporządzenia (UE) 2017/2196 oraz zasady rozliczenia w przypadku zawieszenia rynku zgodnie z art. 39 rozporządzenia (UE) 2017/2196 po ich zatwierdzeniu zgodnie z art. 4 rozporządzenia (UE) 2017/2196.
3. Przy opracowywaniu propozycji warunków dla dostawców usług bilansujących i podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie każdy OSP:
współpracuje z OSP i OSD, na których te warunki mogą mieć wpływ;
przestrzega ram ustanawiających europejskie platformy wymiany energii bilansującej oraz ram procesu kompensowania niezbilansowań zgodnie z art. 19, 20, 21 i 22;
angażuje innych OSD oraz inne zainteresowane strony w ramach całego procesu opracowywania wspomnianej propozycji oraz uwzględnia ich opinie bez uszczerbku dla konsultacji społecznych zgodnie z art. 10.
4. Warunki dla dostawców usług bilansujących:
określają racjonalne i uzasadnione wymogi świadczenia usług bilansujących;
umożliwiają zagregowanym instalacjom odbiorczym, zakładom magazynowania energii oraz zakładom wytwarzania energii na danym obszarze grafikowym świadczenie usług bilansujących z zastrzeżeniem warunków, o których mowa w ust. 5 lit. c);
umożliwiają właścicielom instalacji odbiorczych, osobom trzecim oraz właścicielom zakładów wytwarzania energii z konwencjonalnych i odnawialnych źródeł energii, a także właścicielom jednostek magazynowania energii uzyskanie statusu dostawców usług bilansujących;
wymagają, aby każda oferta dotycząca energii bilansującej od dostawcy usług bilansujących była przydzielona co najmniej jednemu podmiotowi odpowiedzialnemu za bilansowanie w celu umożliwienia obliczenia korekty niezbilansowania zgodnie z art. 49.
5. Warunki dla dostawców usług bilansujących zawierają:
zasady dotyczące procesu kwalifikowania dostawcy usług bilansujących na podstawie art. 16;
zasady, wymogi oraz terminy dotyczące zakupu i przekazania mocy bilansującej zgodnie z art. 32, 33 i 34;
zasady i warunki umożliwiające zagregowanym instalacjom odbiorczym, zakładom magazynowania energii oraz zakładom wytwarzania energii na danym obszarze grafikowym uzyskanie statusu dostawcy usług bilansujących;
wymogi dotyczące danych oraz informacji, jakie mają zostać dostarczone OSP przyłączającemu oraz w razie potrzeby OSD przyłączającemu rezerwy, w trakcie procesu kwalifikacji wstępnej oraz obsługi rynku bilansującego;
zasady i warunki przydzielania każdej oferty dotyczącej energii bilansującej od dostawcy usług bilansujących co najmniej jednemu podmiotowi odpowiedzialnemu za bilansowanie zgodnie z ust. 4 lit. d);
wymogi dotyczące danych oraz informacji, jakie mają zostać dostarczone OSP przyłączającemu oraz w razie potrzeby OSD przyłączającemu rezerwy, w celu dokonania oceny świadczenia usług bilansujących zgodnie z art. 154 ust. 1, art. 154 ust. 8, art. 158 ust. 1 lit. e), art. 158 ust. 4 lit. b) oraz art. 161 ust. 1 lit. f) i art. 161 ust. 4 lit. b) rozporządzenia (UE) 2017/1485;
określenie lokalizacji każdego produktu standardowego oraz każdego produktu specyficznego, z uwzględnieniem ust. 5 lit. c);
zasady określania wolumenu energii bilansującej, która ma zostać rozliczona z dostawcą usług bilansujących zgodnie z art. 45;
zasady rozliczenia dostawców usług bilansujących określone zgodnie z tytułem V rozdział 2 i 5;
maksymalny okres na zakończenie rozliczenia energii bilansującej z dostawcą usług bilansujących zgodnie z art. 45 w przypadku każdego danego okresu rozliczania niezbilansowania;
konsekwencje w przypadku niespełnienia warunków mających zastosowanie do dostawców usług bilansujących.
6. Warunki dla podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie zawierają:
definicję odpowiedzialności za bilansowanie dla każdego połączenia opracowaną w taki sposób, aby uniknąć jakichkolwiek luk lub dublowania się odpowiedzialności za bilansowanie spoczywającej na różnych uczestnikach rynku świadczących usługi w ramach tego połączenia;
wymogi w celu uzyskania statusu podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie;
wymóg, aby wszystkie podmioty odpowiedzialne za bilansowanie ponosiły odpowiedzialność finansową za swoje niezbilansowania oraz aby niezbilansowania te rozliczano z OSP przyłączającym;
wymogi dotyczące danych oraz informacji, jakie mają zostać dostarczone OSP przyłączającemu na potrzeby obliczenia niezbilansowań;
zasady obowiązujące podmioty odpowiedzialne za bilansowanie w odniesieniu do zmieniania ich grafików przed czasem zamknięcia bramki dla rynku energii dnia bieżącego oraz po nim zgodnie z art. 17 ust. 3 i 4;
zasady rozliczenia podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie określonych zgodnie z tytułem V rozdział 4;
określenie obszaru niezbilansowania zgodnie z art. 54 ust. 2 oraz obszaru obowiązywania ceny niezbilansowania;
maksymalny okres dla zakończenia rozliczenia niezbilansowania z podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie w przypadku każdego danego okresu rozliczania niezbilansowania zgodnie z art. 54;
konsekwencje w przypadku niespełnienia warunków dla podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie;
zobowiązanie podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie do zgłaszania OSP przyłączającemu wszelkich zmian pozycji bilansowej;
zasady rozliczenia zgodnie z art. 52, 53, 54 i 55;
ewentualne przepisy dotyczące wyłączenia niezbilansowań z rozliczania niezbilansowania, gdy są one związane z wprowadzeniem ograniczeń rampowania w celu złagodzenia deterministycznych odchyleń częstotliwości zgodnie z art. 137 ust. 4 rozporządzenia (UE) 2017/1485.
7. Każdy OSP przyłączający może zawrzeć następujące elementy w propozycji warunków dla dostawców usług bilansujących lub w warunkach dla podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie:
wymóg dla dostawców usług bilansujących, aby dostarczali informacje o niewykorzystanych mocach wytwórczych oraz innych środkach bilansujących od dostawców usług bilansujących po czasie zamknięcia bramki dla rynku dnia następnego oraz czasie zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego;
w uzasadnionych przypadkach, wymóg dla dostawców usług bilansujących, aby oferowali niewykorzystane moce wytwórcze lub inne środki bilansujące poprzez oferty energii bilansującej lub oferty zintegrowanego procesu grafikowania na rynkach bilansujących po czasie zamknięcia bramki dla rynku dnia następnego, bez uszczerbku dla przysługującej dostawcom usług bilansujących możliwości zmiany swoich ofert dotyczących energii bilansującej przed czasem zamknięcia bramki dla energii bilansującej lub przed czasem zamknięcia bramki dla zintegrowanego procesu grafikowania w związku z wymianą handlową prowadzoną na rynku dnia bieżącego;
w uzasadnionych przypadkach, wymóg dla dostawców usług bilansujących, aby oferowali niewykorzystane moce wytwórcze lub inne środki bilansujące poprzez oferty dotyczące energii bilansującej lub oferty dotyczące zintegrowanego procesu grafikowania na rynkach bilansujących po czasie zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego;
szczegółowe wymogi dotyczące pozycji bilansowej podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie zgłoszonych po zakończeniu rynku dnia następnego w celu zapewnienia, by suma ich wewnętrznych i zewnętrznych grafików handlowych była równa sumie rzeczywistego wytwarzania i grafików zapotrzebowania energii, z uwzględnieniem kompensacji strat energii elektrycznej, w stosownych przypadkach;
zwolnienie z publikacji informacji o cenach oferowanych w ofertach dotyczących energii bilansującej lub mocy bilansującej w związku z obawą nadużycia na rynku zgodnie z art. 12 ust. 4;
zwolnienie z zakazu odgórnego ustalania cen w ofertach dotyczących energii bilansującej dla produktów specyficznych wymienionych w art. 26 ust. 3 lit. b) na podstawie umowy dotyczącej mocy bilansującej zgodnie z art. 16 ust. 6;
wniosek w sprawie korzystania z systemu podwójnych cen w odniesieniu do wszystkich niezbilansowań w oparciu o warunki określone na podstawie art. 52 ust. 2 lit. d) ppkt (i) i metodę stosowania systemu podwójnych cen na podstawie art. 52 ust. 2 lit. d) ppkt (ii).
8. OSP stosujący model centralnego dysponowania uwzględniają w warunkach dotyczących bilansowania również następujące elementy:
czas zamknięcia bramki dla zintegrowanego procesu grafikowania zgodnie z art. 24 ust. 5;
zasady aktualizacji ofert dotyczących zintegrowanego procesu grafikowania po czasie zamknięcia każdej bramki dla zintegrowanego procesu grafikowania zgodnie z art. 24 ust. 6;
zasady wykorzystania ofert dotyczących zintegrowanego procesu grafikowania przed czasem zamknięcia bramki dla energii bilansującej zgodnie z art. 24 ust. 7;
zasady przekształcania ofert dotyczących zintegrowanego procesu grafikowania zgodnie z art. 27.
9. Każdy OSP monitoruje spełnienie przez wszystkie strony wymogów określonych w warunkach dotyczących bilansowania w ramach swojego obszaru grafikowego lub w ramach swoich obszarów grafikowych.
Europejskie platformy wymiany energii bilnasującej
Europejska platforma wymiany energii bilansującej z rezerw zastępczych
1. W terminie sześciu miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP przeprowadzający proces zastępowania rezerw zgodnie z częścią IV rozporządzenia (UE) 2017/1485 opracowują propozycję dotyczącą ram wdrażania dla europejskiej platformy wymiany energii bilansującej z rezerw zastępczych.
2. Europejska platforma wymiany energii bilansującej z rezerw zastępczych, obsługiwana przez OSP lub za pośrednictwem podmiotu utworzonego samodzielnie przez OSP, opiera się na wspólnych zasadach zarządzania i procesach biznesowych i zawiera przynajmniej funkcję optymalizacji aktywacji i funkcję rozliczania OSP-OSP. Wspomniana europejska platforma stosuje wielostronny model OSP-OSP ze wspólnymi listami rankingowymi w celu wymieniania się wszystkimi ofertami dotyczącymi energii bilansującej z wszystkich produktów standardowych dla rezerw zastępczych, z wyjątkiem ofert niedostępnych zgodnie z art. 29 ust. 14.
3. Propozycja, o której mowa w ust. 1, obejmuje co najmniej:
ogólny projekt europejskiej platformy;
plan działania i harmonogramy wdrożenia europejskiej platformy;
definicję funkcji wymaganych do zarządzania europejską platformą;
propozycję zasad dotyczących zarządzania europejską platformą i eksploatacji tej platformy, które opierają się na zasadzie niedyskryminacji i zapewniają równe traktowanie wszystkich członkowskich OSP oraz zapewniają, że żaden OSP nie będzie czerpał nieuzasadnionych korzyści ekonomicznych podczas korzystania z funkcji europejskiej platformy;
propozycję wyznaczenia podmiotu lub podmiotów, które będą pełnić funkcje zdefiniowane w propozycji. Jeżeli OSP proponują wyznaczenie więcej niż jednego podmiotu, we wniosku należy przedstawić i zapewnić:
spójne przydzielenie funkcji podmiotom zarządzającym europejską platformą. W propozycji należy w pełni uwzględnić potrzebę koordynacji różnych funkcji przydzielanych podmiotom prowadzącym europejską platformę;
aby proponowana struktura europejskiej platformy i przydzielenie funkcji zapewniały efektywne i skuteczne zarządzanie europejską platformą, eksploatację tej platformy i nadzór regulacyjny nad tą platformą oraz aby były zgodne z celami niniejszego rozporządzenia;
efektywną koordynację i proces decyzyjny, za pomocą których będzie możliwe rozwiązanie kwestii sprzecznych stanowisk między podmiotami zarządzającymi europejską platformą;
ramy harmonizacji warunków dotyczących bilansowania opracowanych zgodnie z art. 18;
szczegółowe zasady podziału wspólnych kosztów, w tym szczegółową kategoryzację wspólnych kosztów zgodnie z art. 23;
ustalenie czasu zamknięcia bramki dla energii bilansującej w odniesieniu do wszystkich produktów standardowych dla rezerw zastępczych zgodnie z art. 24;
definicję standardowych produktów dla energii bilansującej z rezerw zastępczych zgodnie z art. 25;
ustalenie czasu zamknięcia bramki dla złożenia oferty dotyczącej energii elektrycznej przez OSP zgodnie z art. 29 ust. 13;
ustalenie – za pomocą wspólnej funkcji optymalizacji aktywacji – list rankingowych zgodnie z art. 31;
opis algorytmu zarządzania funkcją optymalizacji aktywacji dla ofert energii bilansującej z wszystkich produktów standardowych dla rezerw zastępczych zgodnie z art. 58.
4. W terminie sześciu miesięcy po zatwierdzeniu propozycji dotyczącej ram wdrażania dla europejskiej platformy wymiany energii bilansującej z rezerw zastępczych wszyscy OSP przeprowadzający proces zastępowania rezerw zgodnie z częścią IV rozporządzenia (UE) 2017/1485 wyznaczają proponowany podmiot lub proponowane podmioty, którym powierzono prowadzenie europejskiej platformy zgodnie z ust. 3 lit. e).
5. W terminie jednego roku od zatwierdzenia propozycji dotyczącej ram wdrażania dla europejskiej platformy wymiany energii bilansującej z rezerw zastępczych wszyscy OSP przeprowadzający proces zastępowania rezerw zgodnie z częścią IV rozporządzenia (UE) 2017/1485 i posiadający co najmniej jednego połączonego z nimi, sąsiedniego OSP przeprowadzającego proces zastępowania rezerw wdrażają i uruchamiają europejską platformę wymiany energii bilansującej z rezerw zastępczych. Europejską platformę wykorzystują oni do:
składania wszystkich ofert dotyczących energii bilansującej z wszystkich produktów standardowych dla rezerw zastępczych;
wymieniania się wszystkimi ofertami dotyczącymi energii bilansującej ze wszystkich produktów standardowych dla rezerw zastępczych, z wyjątkiem ofert niedostępnych zgodnie z art. 29 ust. 14;
dążenia do zaspokojenia wszystkich swoich potrzeb w zakresie energii bilansującej z rezerw zastępczych.
Europejska platforma wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną
1. W terminie jednego roku od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP opracowują propozycję dotyczącą ram wdrażania dla europejskiej platformy wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną.
2. Europejska platforma wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną, obsługiwana przez OSP lub za pośrednictwem podmiotu utworzonego samodzielnie przez OSP, opiera się na wspólnych zasadach zarządzania i procesach biznesowych oraz zawiera przynajmniej funkcję optymalizacji aktywacji i funkcję rozliczania OSP-OSP. Wspomniana europejska platforma stosuje wielostronny model OSP-OSP ze wspólnymi listami rankingowymi w celu wymieniania się wszystkimi ofertami dotyczącymi energii bilansującej z wszystkich produktów standardowych dla rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną, z wyjątkiem ofert niedostępnych zgodnie z art. 29 ust. 14.
ramy harmonizacji warunków bilansowania opracowanych zgodnie z art. 18;
ustalenie czasu zamknięcia bramki dla energii bilansującej dla wszystkich produktów standardowych dla rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną zgodnie z art. 24;
definicję standardowych produktów dla energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną zgodnie z art. 25;
ustalenie czasu zamknięcia bramki dla złożenia oferty energii elektrycznej przez OSP zgodnie z art. 29 ust. 13;
opis algorytmu zarządzania funkcją optymalizacji aktywacji dla ofert energii bilansującej z wszystkich produktów standardowych dla rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną zgodnie z art. 58.
4. W terminie sześciu miesięcy po zatwierdzeniu propozycji dotyczącej ram wdrażania dla europejskiej platformy wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną wszyscy OSP wyznaczają proponowany podmiot lub proponowane podmioty, którym powierzono prowadzenie europejskiej platformy zgodnie z ust. 3 lit. e).
5. W terminie osiemnastu miesięcy po zatwierdzeniu propozycji dotyczącej ram wdrażania dla europejskiej platformy wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną wszyscy OSP mogą opracować propozycję dotyczącą modyfikacji europejskiej platformy wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną zgodnie z ust. 1. Proponowane zmiany muszą być uzasadnione analizą kosztów i korzyści przeprowadzoną przez wszystkich OSP zgodnie z art. 61. Propozycję zgłasza się Komisji.
6. W terminie trzydziestu miesięcy po zatwierdzeniu propozycji dotyczącej ram wdrażania dla europejskiej platformy wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną lub – w przypadku gdy wszyscy OSP zgłoszą propozycję dotyczącą modyfikacji europejskiej platformy zgodnie z ust. 5 – w terminie dwunastu miesięcy po zatwierdzeniu propozycji dotyczącej modyfikacji europejskiej platformy wszyscy OSP wdrażają i uruchamiają europejską platformę wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną i wykorzystują europejską platformę do:
składania wszystkich ofert dotyczących energii bilansującej z wszystkich produktów standardowych dla rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną;
wymieniania się wszystkimi ofertami dotyczącymi energii bilansującej z wszystkich produktów standardowych dla rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną, z wyjątkiem ofert niedostępnych zgodnie z art. 29 ust. 14;
dążenia do zaspokojenia wszystkich potrzeb w zakresie energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną.
Europejska platforma wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną
1. W terminie jednego roku od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP przygotowują propozycję dotyczącą ram wdrażania dla europejskiej platformy wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną.
2. Europejska platforma wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną, obsługiwana przez OSP lub za pośrednictwem podmiotu utworzonego samodzielnie przez danych OSP, opiera się na wspólnych zasadach zarządzania i procesach biznesowych i realizuje przynajmniej funkcję optymalizacji aktywacji i funkcję rozliczania OSP-OSP. Wspomniana europejska platforma stosuje wielostronny model OSP-OSP z listami rankingowymi w celu wymieniania się wszystkimi ofertami energii bilansującej z wszystkich produktów standardowych dla rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną, z wyjątkiem ofert niedostępnych zgodnie z art. 29 ust. 14.
propozycję zasad dotyczących zarządzania europejską platformą i prowadzenia tej platformy, które opierają się na zasadzie niedyskryminacji i zapewniają równe traktowanie wszystkich członkowskich OSP oraz zapewniają, aby żaden OSP nie czerpał nieuzasadnionych korzyści ekonomicznych podczas korzystania z funkcji europejskiej platformy;
propozycję wyznaczenia podmiotu lub podmiotów, które będą sprawować funkcje zdefiniowane w propozycji. Jeżeli OSP proponują wyznaczenie więcej niż jednego podmiotu, we wniosku należy przedstawić i zapewnić:
spójne przydzielenie funkcji podmiotom zarządzającym europejską platformą. W propozycji należy w pełni uwzględnić potrzebę koordynacji różnych funkcji przydzielanych podmiotom zarządzającym europejską platformą;
ustalenie czasu zamknięcia bramki dla energii bilansującej dla wszystkich produktów standardowych dla rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną zgodnie z art. 24;
definicję produktów standardowych energii bilansującej dla rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną zgodnie z art. 25;
opis algorytmu zarządzania funkcją optymalizacji aktywacji dla ofert dotyczących energii bilansującej dla wszystkich produktów standardowych dla rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną zgodnie z art. 58.
4. W terminie sześciu miesięcy po zatwierdzeniu propozycji dotyczącej ram wdrażania dla europejskiej platformy wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną wszyscy OSP wyznaczają proponowany podmiot lub proponowane podmioty, którym powierzono prowadzenie europejskiej platformy zgodnie z ust. 3 lit. e).
5. W terminie osiemnastu miesięcy po zatwierdzeniu propozycji dotyczącej ram wdrażania dla europejskiej platformy wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną wszyscy OSP mogą opracować propozycję dotyczącą modyfikacji europejskiej platformy wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną zgodnie z ust. 1 i zasadami określonymi w ust. 2. Proponowane zmiany muszą być uzasadnione analizą kosztów i korzyści przeprowadzoną przez wszystkich OSP zgodnie z art. 61. Propozycję zgłasza się Komisji.
6. W terminie trzydziestu miesięcy po zatwierdzeniu propozycji dotyczącej ram wdrażania dla europejskiej platformy wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną lub – w przypadku gdy wszyscy OSP zgłoszą propozycję dotyczącą modyfikacji europejskiej platformy zgodnie z ust. 5 – w terminie dwunastu miesięcy po zatwierdzeniu propozycji dotyczącej modyfikacji europejskiej platformy wszyscy OSP prowadzący automatyczny proces odbudowy częstotliwości zgodnie z częścią IV rozporządzenia (UE) 2017/1485 wdrażają i uruchamiają europejską platformę wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną i wykorzystują europejską platformę do:
składania wszystkich ofert energii bilansującej z wszystkich produktów standardowych dla rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną;
wymieniania się wszystkimi ofertami energii bilansującej z wszystkich produktów standardowych dla rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną, z wyjątkiem ofert niedostępnych zgodnie z art. 29 ust. 14;
dążenia do zaspokojenia wszystkich potrzeb w zakresie energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną.
Europejska platforma dla procesu kompensowania niezbilansowań
1. W terminie sześciu miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP opracowują propozycję dotyczącą ram wdrażania dla europejskiej platformy dla procesu kompensowania niezbilansowań.
2. Europejska platforma dla procesu kompensowania niezbilansowań, obsługiwana przez OSP lub za pośrednictwem podmiotu utworzonego samodzielnie przez OSP, opiera się na wspólnych zasadach zarządzania i procesach biznesowych i realizuje przynajmniej funkcję procesu kompensowania niezbilansowań i funkcję rozliczania OSP-OSP. Europejska platforma stosuje wielostronny model OSP-OSP w celu przeprowadzania procesu kompensowania niezbilansowań.
opis algorytmu zarządzania funkcją procesu kompensowania niezbilansowań zgodnie z art. 58.
4. W terminie sześciu miesięcy po zatwierdzeniu propozycji dotyczącej ram wdrażania dla europejskiej platformy procesu kompensowania niezbilansowań wszyscy OSP wyznaczają proponowany podmiot lub proponowane podmioty, którym powierzono prowadzenie europejskiej platformy zgodnie z ust. 3 lit. e).
5. W terminie jednego roku od zatwierdzenia propozycji dotyczącej ram wdrażania dla europejskiej platformy procesu kompensowania niezbilansowań wszyscy OSP przeprowadzający automatyczny proces odbudowy częstotliwości zgodnie z częścią IV rozporządzenia (UE) 2017/1485 wdrażają i uruchamiają europejską platformę procesu kompensowania niezbilansowań. Europejską platformę wykorzystują oni do przeprowadzania procesu kompensowania niezbilansowań, przynajmniej w obszarze synchronicznym Europy kontynentalnej.
Podział kosztów między OSP w różnych państwach członkowskich
1. Wszyscy OSP przedkładają właściwym organom regulacyjnym sprawozdanie roczne zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE, w którym to sprawozdaniu szczegółowo wyjaśniają koszty ustanowienia, zmiany i działania europejskich platform zgodnie z art. 19, 20, 21 i 22. Sprawozdanie to publikuje Agencja, odpowiednio uwzględniając poufne informacje handlowe.
koszty wspólne wynikające ze skoordynowanych działań wszystkich OSP uczestniczących w poszczególnych platformach;
koszty regionalne wynikające z działań prowadzonych przez niektórych OSP uczestniczących w poszczególnych platformach;
koszty krajowe wynikające z działań prowadzonych przez OSP w danym państwie członkowskim, którzy uczestniczą w poszczególnych platformach.
3. Koszty wspólne, o których mowa w ust. 2 lit. a), dzieli się między OSP w państwach członkowskich i państwach trzecich uczestniczących w europejskich platformach. W celu obliczenia kwoty, jaką OSP winni zapłacić w każdym państwie członkowskim i, w stosownych przypadkach, w państwie trzecim, jedną ósmą kosztów wspólnych dzieli się w równych proporcjach między wszystkie państwa członkowskie i państwa trzecie, pięć ósmych dzieli się między wszystkie państwa członkowskie i państwa trzecie proporcjonalnie do ich zużycia energii, a dwie ósme dzieli się w równych proporcjach między uczestniczących OSP zgodnie z ust. 2 lit. a). Część kosztów przypisana danemu państwu członkowskiemu jest ponoszona przez jednego lub kilku OSP działających na terytorium tego państwa członkowskiego. W przypadku gdy kilku OSP działa w państwie członkowskim, część kosztów przypisanych danemu państwu członkowskiemu rozdziela się między tych OSP proporcjonalnie do zużycia energii w obszarach regulacyjnych OSP.
4. W celu uwzględnienia zmian w kosztach wspólnych lub zmian uczestniczących OSP wyznaczenie kosztów wspólnych podlega regularnym korektom.
5. OSP współpracujący w danym regionie uzgadniają wspólnie wniosek dotyczący podziału kosztów regionalnych zgodnie z ust. 2 lit. b). Wniosek jest następnie indywidualnie zatwierdzany przez właściwe organy regulacyjne każdego z państw członkowskich i, w stosownych przypadkach, z państwa trzeciego w regionie. OSP współpracujący w danym regionie mogą ewentualnie stosować mechanizmy podziału kosztów określone w ust. 3.
6. Zasady podziału kosztów mają zastosowanie do kosztów przyczyniających się do ustanowienia, zmian i prowadzenia europejskich platform od momentu zatwierdzenia propozycji dotyczącej odpowiednich ram wdrażania zgodnie z art. 19 ust. 1, art. 20 ust. 1, art. 21 ust. 1 i art. 22 ust. 1. W przypadku gdy w ramach wdrażania zaproponowano rozwinięcie istniejących projektów w europejską platformę, wszyscy OSP uczestniczący w istniejących projektach mogą zaproponować uznanie części kosztów poniesionych przed zatwierdzeniem propozycji dotyczącej ram wdrażania, bezpośrednio związanych z opracowaniem i realizacją danego projektu i ocenionych jako uzasadnione, efektywne i proporcjonalne za część kosztów wspólnych zgodnie z ust. 2 lit. a).
Czas zamknięcia bramki dla energii bilansującej
1. Jako część propozycji zgodnych z art. 19, 20 i 21 wszyscy OSP dokonują harmonizacji czasu zamknięcia bramki dla energii bilansującej dla produktów standardowych na poziomie Unii przynajmniej w odniesieniu do każdego z następujących procesów:
rezerw zastępczych;
rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną;
rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną.
2. Czasy zamknięcia bramki dla energii bilansującej:
są w największym możliwym stopniu zbliżone do czasu rzeczywistego;
nie następują przed czasem zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego;
zapewniają wystarczająco dużo czasu na przeprowadzenie niezbędnych procesów bilansowania.
3. Po czasie zamknięcia bramki dla energii bilansującej dostawcy usług bilansujących nie mogą już składać ani aktualizować swoich ofert energii bilansującej.
4. Po czasie zamknięcia bramki dla energii bilansującej dostawcy usług bilansujących bezzwłocznie zgłaszają OSP przyłączającemu wszystkie niedostępne wolumeny ofert dotyczących energii bilansującej zgodnie z art. 158 ust. 4 lit. b) i art. 161 ust. 4 lit. b) rozporządzenia (UE) 2017/1485. Jeżeli dostawca usług bilansujących posiada punkt przyłączenia do OSD oraz jeżeli jest to wymagane przez OSD, dostawca usług bilansujących bezzwłocznie zgłasza również OSD wszelkie niedostępne wolumeny ofert dotyczących energii bilansującej.
5. W terminie dwóch lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia każdy OSP stosujący model centralnego dysponowania definiuje przynajmniej jeden czas zamknięcia bramki dla zintegrowanego procesu grafikowania, który:
umożliwia dostawcom usług bilansujących aktualizowanie ofert zintegrowanego grafikowania w czasie możliwie jak najbardziej zbliżonym do rzeczywistego;
nie wyprzedza czasu rzeczywistego o więcej niż osiem godzin;
jest ustalany przed czasem zamknięcia bramki dla złożenia oferty dotyczącej energii elektrycznej przez OSP.
6. Po każdym czasie zamknięcia bramki dla zintegrowanego procesu grafikowania oferta dotycząca zintegrowanego procesu grafikowania może być zmieniona jedynie zgodnie z zasadami zdefiniowanymi przez OSP przyłączającego w warunkach dla dostawców usług bilansujących określonych zgodnie z art. 18. Zasady te powinny zostać wdrożone, zanim OSP przyłączający dołączy do procesu wymiany energii bilansującej, i powinny umożliwić dostawcom usług bilansujących aktualizację ofert zintegrowanego grafikowania w możliwie najszerszym zakresie aż do czasu zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego, przy jednoczesnym zapewnieniu:
efektywności ekonomicznej zintegrowanego procesu grafikowania;
bezpieczeństwa pracy systemu;
spójności wszystkich iteracji zintegrowanego procesu grafikowania;
sprawiedliwego i równego traktowania wszystkich dostawców usług bilansujących w obszarze grafikowym;
braku negatywnego wpływu na zintegrowany proces grafikowania.
7. Każdy OSP stosujący model centralnego dysponowania ustalają zasady używania ofert dotyczących zintegrowanego procesu grafikowania przed czasem zamknięcia bramki dla energii bilansującej zgodnie z art. 18 ust. 8 lit. c) w celu:
zapewnienia, aby OSP spełniał wymogi rezerwy mocy w czasie rzeczywistym;
zapewnienia wystarczających zasobów do rozwiązywania ograniczeń wewnętrznych;
zapewnienia możliwości wykonalnego dysponowania pracą zakładów wytwarzania energii oraz instalacji odbiorczych w czasie rzeczywistym.
Wymagania dla produktów standardowych
1. Produkty standardowe energii bilansującej opracowuje się w ramach propozycji dotyczących ram wdrażania europejskich platform zgodnie z art. 19, 20 i 21. Po zatwierdzeniu każdych ram wdrażania i nie później niż w chwili dołączenia OSP do danej europejskiej platformy dany OSP korzysta tylko z produktów standardowych oraz, w uzasadnionych przypadkach, ze specyficznych produktów energii bilansującej w celu utrzymania równowagi systemu zgodnie z art. 127, 157 i 160 rozporządzenia (UE) 2017/1485.
2. W terminie dwóch lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP opracowują propozycję dotyczącą wykazu produktów standardowych mocy bilansującej w odniesieniu do rezerw odbudowy częstotliwości i rezerw zastępczych.
3. Co najmniej raz na dwa lata wszyscy OSP dokonują przeglądu wykazu produktów standardowych energii bilansującej i mocy bilansującej. W ramach przeglądu produktów standardowych uwzględnia się:
cele określone w art. 3 ust. 1;
w stosownych przypadkach, zaproponowane zmiany w wykazie produktów standardowych i liczbie list rankingowych zgodnie z art. 31 ust. 2;
wskaźniki efektywności działania określone w art. 59 ust. 4.
4. W wykazie produktów standardowych energii bilansującej i mocy bilansującej można określić co najmniej następujące cechy oferty dotyczącej produktu standardowego:
okres przygotowawczy;
okres rampowania;
czas pełnej aktywacji;
minimalną i maksymalną ilość;
okres dezaktywacji;
minimalny i maksymalny czas trwania okresu dostawy;
tryb aktywacji.
5. W wykazie produktów standardowych energii bilansującej i mocy bilansującej określa się co najmniej następujące zmienne cechy produktu standardowego, które zostaną ustalone przez dostawców usług bilansujących w trakcie kwalifikacji wstępnej lub podczas składania oferty dotyczącej produktu standardowego:
cenę oferty;
podzielność;
minimalny czas między końcem okresu dezaktywacji a kolejną aktywacją.
6. Produkty standardowe energii bilansującej i mocy bilansującej:
zapewniają skuteczną standaryzację, wzmacniają konkurencję transgraniczną i płynność oraz pozwalają uniknąć nadmiernej fragmentacji rynku;
ułatwiają właścicielom instalacji odbiorczych, osobom trzecim oraz właścicielom zakładów wytwarzania energii z odnawialnych źródeł energii, a także właścicielom jednostek magazynowania energii udział w roli dostawców usług bilansujących.
Wymogi dotyczące produktów specyficznych
1. Po zatwierdzeniu ram wdrażania dla europejskich platform zgodnie z art. 19, 20 i 21 każdy OSP może przedstawić propozycję definiowania i stosowania produktów specyficznych energii bilansującej i mocy bilansującej. Taka propozycja obejmuje co najmniej:
definicję produktów specyficznych i ustalenie okresu, w którym będą stosowane;
wykazanie, że produkty standardowe są niewystarczające do zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu i efektywnego utrzymania zbilansowania systemu, lub wykazanie, że niektóre zasoby bilansujące nie mogą uczestniczyć w rynku bilansującym poprzez produkty standardowe;
opis środków zaproponowanych w celu zminimalizowania wykorzystania produktów specyficznych, biorąc pod uwagę efektywność ekonomiczną;
w stosownych przypadkach, zasady przekształcania ofert energii bilansującej z produktów specyficznych na oferty energii bilansującej z produktów standardowych;
w stosownych przypadkach informacje na temat procesu przekształcenia ofert energii bilansującej z produktów specyficznych na oferty energii bilansującej z produktów standardowych oraz informacje, na której liście rankingowej nastąpi przekształcenie;
wykazanie, że produkty specyficzne nie powodują znaczącego braku efektywności i zakłóceń na rynku bilansującym w obrębie obszaru grafikowego i poza nim.
2. Każdy OSP korzystający z produktów specyficznych co najmniej raz na dwa lata dokonuje przeglądu konieczności stosowania produktów specyficznych zgodnie z kryteriami określonymi w ust. 1.
3. Produkty specyficzne wdraża się równolegle z wdrażaniem produktów standardowych. Po wykorzystaniu produktów specyficznych OSP przyłączający może:
albo przekształcić oferty energii bilansującej z produktów specyficznych na oferty energii bilansującej w ramach produktów standardowych;
albo aktywować oferty energii bilansującej z produktów specyficznych lokalnie, bez ich wymiany.
4. Zasady przekształcania ofert energii bilansującej z produktów specyficznych na oferty energii bilansującej z produktów standardowych zgodnie z ust. 1 lit. d):
muszą być sprawiedliwe, przejrzyste i niedyskryminacyjne;
nie mogą utrudniać wymiany usług bilansujących;
muszą zapewniać neutralność finansową OSP.
Przekształcenie ofert w ramach modelu centralnego dysponowania
1. Każdy OSP stosujący model centralnego dysponowania korzysta z ofert zintegrowanego procesu grafikowania w celu wymiany usług bilansujących lub współdzielenia rezerw.
2. Każdy OSP stosujący model centralnego dysponowania korzysta z ofert zintegrowanego procesu grafikowania dostępnych na potrzeby zarządzania systemem w czasie rzeczywistym w celu świadczenia usług bilansujących na rzecz innych OSP, przestrzegając jednocześnie ograniczeń związanych z bezpieczeństwem pracy systemu.
3. Każdy OSP stosujący model centralnego dysponowania przekształca w miarę możliwości oferty zintegrowanego procesu grafikowania zgodnie z ust. 2 na oferty energii bilansującej z produktów standardowych, uwzględniając bezpieczeństwo pracy systemu. Zasady przekształcania ofert zintegrowanego procesu grafikowania na oferty energii bilansującej z produktów standardowych:
1. Każdy OSP zapewnia rozwiązania awaryjne, na wypadek gdyby zawiodły procedury, o których mowa w ust. 2 i 3.
2. Jeżeli zakup usług bilansujących nie zostanie zrealizowany, OSP, których to dotyczy, powtarzają proces zakupu. OSP bezzwłocznie informują uczestników rynku o stosowanych procedurach awaryjnych.
3. Jeżeli nie powiedzie się skoordynowana aktywacja energii bilansującej, każdy OSP może odstąpić od aktywacji na podstawie listy rankingowej, przy czym musi bezzwłocznie poinformować o tym uczestników rynku.
ZAKUP USŁUG BILANSUJĄCYCH
Aktywacja ofert energii bilansującej z listy rankingowej
1. W celu utrzymania zbilansowania systemu zgodnie z art. 127, 157 i 160 rozporządzenia (UE) 2017/1485 każdy OSP korzysta z efektywnych kosztowo ofert energii bilansującej dostępnych na potrzeby dostarczania energii na jego obszarze regulacyjnym na podstawie listy rankingowej lub innego modelu określonego w propozycji przygotowanej przez wszystkich OSP zgodnie z art. 21 ust. 5.
2. OSP nie aktywują ofert energii bilansującej przed czasem zamknięcia bramki dla energii bilansującej, z wyjątkiem stanu alarmowego lub stanu zagrożenia, gdy takie aktywacje przyczyniłyby się do złagodzenia tych stanów systemu, oraz z wyjątkiem sytuacji, w których oferty służą innym celom niż bilansowanie zgodnie z ust. 3.
3. W terminie jednego roku od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP opracowują propozycję dotyczącą metody klasyfikowania na potrzeby określenia celu aktywacji ofert dotyczących energii bilansującej. Zakres tej metody obejmuje:
opis wszystkich możliwych celów aktywacji ofert energii bilansującej;
4. W odniesieniu do każdej oferty energii bilansującej aktywowanej z listy rankingowej OSP aktywujący ofertę określa cel aktywacji na podstawie metody zgodnie z ust. 3. Cel aktywacji jest widoczny dla wszystkich OSP, którzy zostają powiadomieni o nim za pomocą funkcji optymalizacji aktywacji.
5. W przypadku gdy aktywacja ofert energii bilansującej odbiega od wyników funkcji optymalizacji aktywacji, OSP publikuje w odpowiednim czasie informacje na temat przyczyn wystąpienia takiego odchylenia.
6. Wniosek o aktywację oferty energii bilansującej za pomocą funkcji optymalizacji aktywacji zobowiązuje wnioskującego OSP i OSP przyłączającego do zaakceptowania gwarantowanej wymiany energii bilansującej. Każdy OSP przyłączający zapewnia aktywację oferty energii bilansującej wybranej przez funkcję optymalizacji aktywacji. Energia bilansująca jest rozliczana zgodnie z art. 50 pomiędzy OSP przyłączającym i dostawcą usług bilansujących zgodnie z tytułem V rozdział 2.
7. Aktywacja ofert energii bilansującej opiera się na modelu OSP-OSP wykorzystującym listę rankingową.
8. Każdy OSP dostarcza wszystkie niezbędne dane do działania algorytmu funkcji optymalizacji aktywacji określonego w art. 58 ust. 1 i 2 zgodnie z zasadami ustanowionymi na podstawie art. 31 ust. 1.
9. Każdy OSP przyłączający przed czasem zamknięcia bramki dla złożenia oferty energii elektrycznej przez OSP przekazuje wszystkie oferty energii bilansującej otrzymane od dostawców usług bilansujących do funkcji optymalizacji aktywacji, uwzględniając wymogi określone w art. 26 i 27. OSP przyłączający nie mogą modyfikować ani wycofywać ofert energii bilansującej, z wyjątkiem:
ofert energii bilansującej, o których mowa w art. 26 i 27;
ofert energii bilansującej, które są ewidentnie błędne i obejmują niewykonalny wolumen dostawy;
ofert energii bilansującej, które nie zostały przekazane na europejskie platformy zgodnie z ust. 10.
10. Każdy OSP stosujący model samodzielnego dysponowania i działający w ramach obszaru grafikowego z czasem zamknięcia bramki lokalnego rynku dnia bieżącego przypadającym po zamknięciu bramki rynku energii bilansującej zgodnie z art. 24 może opracować propozycję ograniczenia liczby ofert przekazywanych europejskim platformom zgodnie z art. 19–21. Oferty przekazywane europejskim platformom muszą być zawsze ofertami najtańszymi. Taka propozycja obejmuje:
określenie minimalnego wolumenu przekazywanego europejskim platformom. Minimalny wolumen ofert przekazywanych przez OSP musi być nie mniejszy niż suma wymogów rezerwy mocy dla jego bloku LFC zgodnie z art. 157 i 160 rozporządzenia (UE) 2017/1485 i zobowiązaniami wynikającymi z wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw;
zasady zwalniania ofert nieprzekazanych europejskim platformom oraz określenie momentu, w którym zainteresowani dostawcy usług bilansujących są informowani o zwolnieniu ofert.
11. Przynajmniej raz na dwa lata po zatwierdzeniu przez odpowiedni organ regulacyjny propozycji, o której mowa w ust. 10, wszyscy OSP oceniają wpływ ograniczenia wolumenu ofert przekazanych europejskim platformom oraz funkcjonowanie rynku dnia bieżącego. Taka ocena obejmuje:
przeprowadzaną przez właściwych OSP ocenę minimalnego wolumenu ofert, jaki powinien zostać przekazany europejskim platformom zgodnie z ust. 10 lit. a);
zalecenie dla właściwych OSP ograniczających oferty dotyczące energii bilansującej.
W oparciu o powyższą ocenę wszyscy OSP przedstawiają wszystkim organom regulacyjnym propozycję dotyczącą przeglądu minimalnego wolumenu ofert energii bilansującej, jaki powinien zostać przekazany europejskim platformom zgodnie z ust. 10 lit. a).
12. Każdy wnioskujący OSP może wystąpić o aktywację ofert energii bilansującej z list rankingowych aż do całkowitego wolumenu energii bilansującej. Całkowity wolumen energii bilansującej, jaki może zostać aktywowany przez wnioskującego OSP z ofert energii bilansującej pochodzących z list rankingowych, oblicza się jako sumę wolumenów:
ofert energii bilansującej złożonych przez wnioskującego OSP, które nie są wynikiem współdzielenia rezerw ani wymiany mocy bilansującej;
ofert energii bilansującej złożonych przez innych OSP w wyniku mocy bilansującej zamówionej w imieniu wnioskującego OSP;
ofert energii bilansującej wynikających ze współdzielenia rezerw, pod warunkiem że pozostali OSP uczestniczący we współdzieleniu rezerw nie wystąpili jeszcze z wnioskiem o aktywację tych wspólnych wolumenów.
13. Wszyscy OSP mogą ustanowić w propozycjach dotyczących ram wdrażania europejskich platform opracowanych zgodnie z art. 19, 20 i 21 warunki lub sytuacje, w których nie mają zastosowania ograniczenia określone w ust. 12. Gdy OSP wystąpi o oferty dotyczące energii bilansującej wykraczające poza ograniczenie określone w ust. 12, wszyscy pozostali OSP muszą zostać poinformowani o tym fakcie w odpowiednim czasie.
14. Każdy OSP może zadeklarować oferty energii bilansującej zgłoszone do funkcji optymalizacji aktywacji jako niedostępne do celów aktywacji przez innych OSP, ponieważ zostały ograniczone z powodu wewnętrznych ograniczeń przesyłowych lub ograniczeń w zakresie bezpieczeństwa pracy systemu na obszarze grafikowym OSP przyłączającego.
Wycena energii bilansującej i międzyobszarowych zdolności przesyłowych wykorzystywanych do celów wymiany energii bilansującej lub obsługi procesu kompensowania niezbilansowań
1. W terminie jednego roku od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP opracowują propozycję metody określania cen energii bilansującej wynikającej z aktywacji ofert dotyczących energii bilansującej dla procesu odbudowy częstotliwości na podstawie art. 143 i 147 rozporządzenia (UE) 2017/1485 i procesu zastępowania rezerw na podstawie art. 144 i 148 rozporządzenia (UE) 2017/1485. Metoda ta:
opiera się na cenach krańcowych (metoda płatności oparta na cenie krańcowej);
określa sposób, w jaki aktywacja ofert energii bilansującej aktywowanych do celów innych niż bilansowanie wpływa na cenę energii bilansującej, zapewniając jednocześnie, aby przynajmniej oferty energii bilansującej aktywowane w celu zarządzania wewnętrznymi ograniczeniami przesyłowymi nie określały ceny krańcowej energii bilansującej;
ustanawia co najmniej jedną cenę energii bilansującej dla każdego okresu rozliczania niezbilansowania;
przekazuje właściwe sygnały cenowe i zachęty uczestnikom rynku;
uwzględnia metodę wyceny stosowaną w przedziałach czasowych rynku dnia następnego i dnia bieżącego.
2. Jeżeli OSP uznają, że konieczne jest określenie limitów cen dla sprawnego funkcjonowania rynku, mogą wspólnie opracować w ramach propozycji zgodnie z ust. 1 propozycję jednolitych maksymalnych i minimalnych cen energii bilansującej oraz cen ofertowych i cen rozliczeniowych, które mają być stosowane na wszystkich obszarach grafikowych. W takim przypadku zharmonizowane minimalne i maksymalne ceny energii bilansującej uwzględniają minimalną i maksymalną cenę rozliczeniową na rynku dnia następnego i rynku dnia bieżącego zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2015/1222.
3. W propozycji zgodnie z ust. 1 określa się również metodę wyceny międzyobszarowych zdolności przesyłowych wykorzystywanych do celów wymiany energii bilansującej lub do celów obsługi procesu kompensowania niezbilansowań. Taka metoda musi być spójna z wymogami ustanowionymi zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2015/1222 oraz musi:
odzwierciedlać ograniczenia występujące na rynku;
opierać się na cenach energii bilansującej z aktywowanych ofert dotyczących energii bilansującej określanych zgodnie z metodą wyceny na podstawie ust. 1 lit. a) lub, w stosownych przypadkach, zgodnie z metodą wyceny na podstawie ust. 5;
nie stosować żadnych dodatkowych opłat za wymianę energii bilansującej lub obsługę procesu kompensowania niezbilansowań, z wyjątkiem opłaty w celu zrekompensowania strat, jeżeli opłata ta jest również uwzględniona w innych przedziałach czasowych.
4. Zharmonizowana metoda wyceny określona w ust. 1 ma zastosowanie do energii bilansującej ze wszystkich produktów standardowych i specyficznych, o których mowa w art. 26 ust. 3 lit. a). W przypadku produktów specyficznych, o których mowa w art. 26 ust. 3 lit. b), OSP, którego to dotyczy, może zaproponować inną metodę wyceny określoną we wniosku dotyczącym produktów specyficznych zgodnie z art. 26.
5. W przypadku gdy wszyscy OSP zidentyfikują braki efektywności w zakresie stosowania metody proponowanej na podstawie ust. 1 lit. a), mogą wystąpić z wnioskiem o zmianę i zaproponować metodę wyceny alternatywną w stosunku do metody wyceny w ust. 1 lit. a). W takim przypadku wszyscy OSP przeprowadzają szczegółową analizę wykazującą, że alternatywna metoda wyceny jest bardziej efektywna.
Funkcja optymalizacji aktywacji
1. Wszyscy OSP ustanawiają funkcję optymalizacji aktywacji zgodnie z art. 29 i niniejszym artykułem na potrzeby optymalizacji aktywacji ofert energii bilansującej z różnych list rankingowych. Funkcja ta uwzględnia co najmniej:
procesy aktywacji i ograniczenia techniczne związane z różnymi produktami energii bilansującej;
bezpieczeństwo pracy systemu;
wszystkie oferty energii bilansującej zawarte na kompatybilnych listach rankingowych;
możliwość kompensowania przeciwdziałających wniosków w sprawie aktywacji złożonych przez OSP;
wnioski w sprawie aktywacji złożone przez wszystkich OSP;
dostępne międzyobszarowe zdolności przesyłowe.
2. Listy rankingowe składają się z ofert energii bilansującej w odniesieniu do produktów standardowych. Wszyscy OSP tworzą niezbędne listy rankingowe w odniesieniu do produktów standardowych. Oferty dotyczące energii bilansującej w górę lub w dół należy przedstawić osobno na różnych listach rankingowych.
3. Każda funkcja optymalizacji aktywacji korzysta z co najmniej jednej listy rankingowej dla ofert energii bilansującej w górę i jednej listy rankingowej dla ofert energii bilansującej w dół.
4. OSP zapewniają, aby oferty energii bilansującej zgłoszone na listach rankingowych wyrażano w EUR i aby zawierały one odniesienie do podstawowego okresu handlowego.
5. W zależności od wymogu dotyczącego produktów standardowych energii bilansującej OSP mogą utworzyć więcej list rankingowych.
6. Każdy OSP musi przekazać swoje wnioski o aktywację ofert dotyczących energii bilansującej do funkcji optymalizacji aktywacji.
7. Funkcja optymalizacji aktywacji wybiera oferty energii bilansującej i wnioskuje o aktywację wybranych ofert energii bilansującej do OSP przyłączających, na obszarze których jest przyłączony dostawca usług bilansujących, związany z wybraną ofertą energii bilansującej.
8. Funkcja optymalizacji aktywacji przekazuje potwierdzenie aktywowanych ofert energii bilansującej do OSP wnioskującego o aktywację ofert energii bilansującej. Aktywowani dostawcy usług bilansujących są odpowiedzialni za dostarczenie wnioskowanych wolumenów do końca okresu dostawy.
9. Wszyscy OSP, którzy obsługują proces odbudowy częstotliwości i proces zastępowania rezerw w celu bilansowania ich obszaru LFC, dążą do wykorzystania wszystkich ofert energii bilansującej z odpowiednich list rankingowych, w celu bilansowania systemu w sposób najbardziej skuteczny, uwzględniając bezpieczeństwo jego pracy.
10. OSP, którzy nie stosują procesu zastępowania rezerw w celu bilansowania obszaru LFC, dążą do wykorzystania wszystkich ofert energii bilansującej z odpowiednich list rankingowych dla rezerw odbudowy częstotliwości, w celu bilansowania systemu w najbardziej efektywny sposób, uwzględniając bezpieczeństwo jego pracy.
11. Z wyjątkiem stanu normalnego OSP mogą zdecydować się na bilansowanie systemu z wykorzystaniem jedynie ofert energii bilansującej od dostawców usług bilansujących na ich obszarze regulacyjnym, jeżeli taka decyzja pomaga złagodzić nasilenie bieżącego stanu systemu. OSP opublikują uzasadnienie takiej decyzji bez zbędnej zwłoki.
Moc bilansująca
Przepisy dotyczące zakupu
1. Wszyscy OSP bloku LFC regularnie i co najmniej raz do roku dokonują przeglądu wymogów rezerwy mocy dla bloku LFC lub obszarów grafikowych bloku LFC oraz określają te wymogi zgodnie z zasadami określania wielkości, o których mowa w art. 127, 157 i 160 rozporządzenia (UE) 2017/1485. Każdy OSP przeprowadzi analizę dotyczącą optymalnego zapewnienia rezerwy mocy w celu zminimalizowania kosztów związanych z zapewnieniem rezerwy mocy. W analizie tej uwzględniane są następujące warianty zapewnienia rezerwy mocy:
zakup mocy bilansującej w ramach obszaru regulacyjnego i w stosownych przypadkach wymiana mocy bilansującej z sąsiednimi OSP;
w stosownych przypadkach, współdzielenie rezerw;
wolumen niezakontraktowanych ofert energii bilansującej, które według oczekiwań będą dostępne zarówno w ramach obszaru regulacyjnego danego OSP, jak i europejskich platform uwzględniających dostępne międzyobszarowe zdolności przesyłowe.
2. Każdy OSP, który nabywa moc bilansującą, określa zasady zakupu mocy bilansującej w propozycji warunków dotyczących dostawców usług bilansujących opracowanej zgodnie z art. 18. Zasady zakupu mocy bilansującej muszą być zgodne z następującymi regułami:
metoda zakupu jest metodą rynkową przynajmniej dla rezerw odbudowy częstotliwości i rezerw zastępczych;
proces zakupu jest dokonywany w perspektywie krótkoterminowej w możliwym zakresie i w przypadku, gdy jest to efektywne pod względem ekonomicznym;
wolumen zakontraktowany można podzielić na kilka okresów zakontraktowania.
3. Zakupu mocy bilansującej w górę lub w dół przynajmniej dla rezerw odbudowy częstotliwości i rezerw zastępczych dokonuje się oddzielnie. Każdy OSP może przedstawić propozycję właściwemu organowi regulacyjnemu zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE, wnioskując o zwolnienie z tego wymogu. Propozycje, których dotyczy zwolnienie, obejmują:
szczegółowe wskazanie okresu, podczas którego będzie miało zastosowanie dane zwolnienie;
określenie wolumenu mocy bilansującej, dla którego będzie miało zastosowanie dane zwolnienie;
analizę wpływu takiego zwolnienia na udział środków bilansujących zgodnie z art. 25 ust. 6 lit. b);
uzasadnienie zwolnienia, wykazujące, że takie zwolnienie doprowadziłoby do wyższej efektywności ekonomicznej.
Wymiana mocy bilansującej
1. Dwóch lub więcej OSP, którzy prowadzą wymianę mocy bilansującej lub planują prowadzenie takiej wymiany, określają propozycję dotyczącą ustanowienia wspólnych i zharmonizowanych zasad i procesów wymiany i zakupu mocy bilansującej przy jednoczesnym przestrzeganiu wymogów określonych w art. 32.
2. Z wyjątkiem przypadków, w których stosuje się model OSP-DUB zgodnie z art. 35, wymiana mocy bilansującej jest zawsze realizowana w oparciu o model OSP-OSP, w przypadku którego co najmniej dwóch OSP ustanawia wspólny proces zakupu mocy bilansującej, uwzględniając dostępne międzyobszarowe zdolności przesyłowe i granice bezpieczeństwa pracy systemu określone w tytule VIII część IV rozdziały 1 i 2 rozporządzenia (UE) 2017/1485.
3. Wszyscy OSP prowadzący wymianę mocy bilansującej składają wszystkie oferty mocy bilansującej dla produktów standardowych do funkcji optymalizacji zakupu rezerw mocy. OSP nie zmieniają ani nie wycofują żadnych ofert mocy bilansującej i włączają je w zakres procedury zakupu, chyba że zastosowanie mają warunki określone w art. 26 i art. 27.
4. Wszyscy OSP prowadzący wymianę mocy bilansującej lub dzielący się rezerwami zapewniają zarówno dostępność międzyobszarowych zdolności przesyłowych, jak i spełnienie wymogów w zakresie utrzymania bezpieczeństwa pracy systemu określonych w rozporządzeniu (UE) 2017/1485 za pomocą:
metod obliczania prawdopodobieństwa wielkości dostępnych międzyobszarowych zdolności przesyłowych po czasie zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego zgodnie z ust. 6;
metod przydzielania międzyobszarowych zdolności przesyłowych do przedziałów czasowych bilansowania zgodnie z tytułem IV rozdział 2.
5. Każdy OSP stosujący metodę obliczania prawdopodobieństwa wielkości dostępnych międzyobszarowych zdolności przesyłowych po czasie zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego informuje innych OSP w jego bloku LFC o ryzyku związanym z niedostępnością rezerwy mocy w obszarze lub obszarach grafikowych jego obszaru regulacyjnego, która to niedostępność może mieć wpływ na spełnienie wymogów na podstawie art. 157 ust. 2 lit. b) rozporządzenia (UE) 2017/1485.
6. OSP prowadzący wymianę mocy bilansującej na potrzeby rezerw odbudowy częstotliwości i rezerw zastępczych mogą opracować propozycję dotyczącą metody obliczania prawdopodobieństwa wielkości dostępnych międzyobszarowych zdolności przesyłowych po czasie zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego. W ramach tej metody określa się co najmniej:
procedury dotyczące powiadamiania innych OSP w bloku LFC;
opis procesu przeprowadzania oceny dla odpowiedniego okresu wymiany mocy bilansującej lub dzielenia się rezerwami;
metodę oceny ryzyka związanego z niedostępnością międzyobszarowych zdolności przesyłowych z powodu planowanych i nieplanowanych wyłączeń i ograniczeń sieciowych;
metodę oceny ryzyka związanego z niewystarczającą rezerwą mocy ze względu na niedostępność międzyobszarowych zdolności przesyłowych;
wymogi dotyczące rozwiązania rezerwowego w przypadku niedostępności międzyobszarowych zdolności przesyłowych lub niewystarczającej rezerwy mocy;
wymogi dotyczące przeglądu ex post i monitorowania ryzyka;
zasady w celu zapewnienia realizacji rozliczenia zgodnie z tytułem V.
7. OSP nie mogą zwiększać marginesu niezawodności obliczanego na podstawie rozporządzenia (UE) 2015/1222 ze względu na wymianę mocy bilansującej lub dzielenie się rezerwami.
Przekazywanie mocy bilansującej
1. W ramach obszaru geograficznego, na którym miał miejsce zakup mocy bilansującej, OSP umożliwiają dostawcom usług bilansujących przekazywanie ich zobowiązań do dostarczenia mocy bilansującej. Jeden lub kilku OSP, których to dotyczy, mogą zaproponować zwolnienie z tego obowiązku, jeżeli okresy zakontraktowania dla mocy bilansującej zgodnie z art. 32 ust. 2 lit. b) są bezwzględnie krótsze niż jeden tydzień.
2. Przekazywanie mocy bilansującej jest dozwolone najpóźniej na godzinę przed rozpoczęciem dnia dostawy.
3. Przekazywanie mocy bilansującej jest dozwolone, jeżeli spełnione są następujące warunki:
odbierający dostawca usług bilansujących przeszedł proces kwalifikacji wstępnej dla mocy bilansującej, w odniesieniu do której dokonuje się przekazania;
przekazanie mocy bilansującej zgodnie z oczekiwaniami nie stanowi zagrożenia dla bezpieczeństwa pracy systemu;
przekazanie mocy bilansującej nie przekracza granic bezpieczeństwa pracy systemu określonych w tytule VIII część IV rozdziały 1 i 2 rozporządzenia (UE) 2017/1485.
4. Jeżeli przekazanie mocy bilansującej wymaga wykorzystania międzyobszarowych zdolności przesyłowych, takie przekazanie jest dozwolone w przypadku, gdy:
międzyobszarowe zdolności przesyłowe wymagane w celu dokonania przekazania są już dostępne w wyniku poprzednich procesów alokacji zgodnie z tytułem IV rozdział 2;
międzyobszarowe zdolności przesyłowe są dostępne na podstawie metody obliczania prawdopodobieństwa wielkości dostępnych międzyobszarowych zdolności przesyłowych po czasie zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego zgodnie z art. 33 ust. 6;
5. Jeżeli OSP nie zezwala na przekazanie mocy bilansującej, OSP, którego to dotyczy, wyjaśnia zaangażowanym dostawcom usług bilansujących przyczynę odmowy.
Model OSP-DUB
Wymiana usług bilansujących
1. Co najmniej dwóch OSP może z własnej inicjatywy lub na wniosek ich właściwych organów regulacyjnych zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE przedstawić propozycję dotyczącą stosowania modelu OSP-DUB.
2. Propozycja dotycząca stosowania modelu OSP-DUB musi obejmować:
analizę kosztów i korzyści przeprowadzoną zgodnie z art. 61, w ramach której określa się efektywność stosowania modelu OSP-DUB co najmniej dla obszaru grafikowego lub obszarów grafikowych OSP, których to dotyczy;
wnioskowany okres stosowania;
opis metody zapewnienia odpowiednich międzyobszarowych zdolności przesyłowych zgodnie z art. 33 ust. 6.
3. Jeżeli ma zastosowanie model OSP-DUB, odpowiedni OSP i dostawcy usług bilansujących mogą być zwolnieni ze stosowania wymogów przewidzianych w art. 16 ust. 2, 4 i 5 oraz art. 29 ust. 9 w odniesieniu do odpowiednich procesów.
4. Jeżeli ma zastosowanie model OSP-DUB, OSP, których to dotyczy, uzgadniają wymogi techniczne i umowne oraz kwestię wymiany informacji do celów aktywacji ofert dotyczących energii bilansującej. OSP zamawiający usługi i dostawca usług bilansujących określają ustalenia umowne na podstawie modelu OSP-DUB.
5. Model OSP-DUB w odniesieniu do wymiany energii bilansującej dla rezerw odbudowy częstotliwości może mieć zastosowanie jedynie w przypadku, gdy model ten ma również zastosowanie do wymiany mocy bilansującej dla rezerw odbudowy częstotliwości.
6. Model OSP-DUB w odniesieniu do wymiany energii bilansującej dla rezerw zastępczych może mieć zastosowanie, jeżeli model ten ma zastosowanie do wymiany mocy bilansującej dla rezerw zastępczych lub jeżeli jeden z dwóch zaangażowanych OSP nie obsługuje procesu zastępowania rezerw jako części struktury regulacji mocy i częstotliwości zgodnie z częścią IV rozporządzenia (UE) 2017/1485.
7. W terminie czterech lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszystkie wymiany mocy bilansującej muszą być oparte na modelu OSP-OSP. Wymóg ten nie będzie miał zastosowania do modelu OSP-DUB dla rezerw zastępczych, jeżeli jeden z dwóch zaangażowanych OSP nie obsługuje procesu zastępowania rezerw jako części struktury regulacji mocy i częstotliwości zgodnie z częścią IV rozporządzenia (UE) 2017/1485.
MIĘDZYOBSZAROWE ZDOLNOŚCI PRZESYŁOWE W NA POTRZBY USŁUG BILANSUJĄCYCH
Wymiana energii bilansującej lub proces kompensowania niezbilansowań
Wykorzystywanie międzyobszarowych zdolności przesyłowych
1. Wszyscy OSP wykorzystują dostępne międzyobszarowe zdolności przesyłowe obliczone zgodnie z art. 37 ust. 2 i 3 do celów wymiany energii bilansującej lub obsługi procesu kompensowania niezbilansowań.
2. Co najmniej dwóch OSP prowadzących wymianę mocy bilansującej lub dzielących się rezerwami może wykorzystywać międzyobszarowe zdolności przesyłowe do wymiany energii bilansującej, jeżeli takie zdolności przesyłowe są:
dostępne zgodnie z art. 33 ust. 6;
uwolnione zgodnie z art. 38 ust. 8 i 9;
przydzielone zgodnie z art. 40, 41 i 42.
Wyznaczanie międzyobszarowych zdolności przesyłowych
1. Po czasie zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego OSP stale aktualizują dostępność międzyobszarowych zdolności przesyłowych do wymiany energii bilansującej lub do obsługi procesu kompensowania niezbilansowań. Międzyobszarowe zdolności przesyłowe są aktualizowane za każdym razem, gdy wykorzystano część międzyobszarowych zdolności przesyłowych lub gdy takie zdolności przesyłowe zostały ponownie obliczone.
2. Przed wdrożeniem metody wyznaczania zdolności przesyłowych zgodnie z ust. 3 OSP wykorzystują międzyobszarowe zdolności przesyłowe pozostałe po czasie zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego.
3. W terminie pięciu lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP z danego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych opracowują metodę wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych dla horyzontów czasowych bilansowania na potrzeby wymiany energii bilansującej lub obsługi procesu kompensowania niezbilansowań. W ramach takiej metody unika się zakłóceń rynku i zapewnia spójność z metodą wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych mającą zastosowanie w przypadku przedziałów czasowych dnia bieżącego ustanowionych zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2015/1222.
Wymiana mocy bilansującej lub współdzielenie rezerw
1. Co najmniej dwóch OSP może z własnej inicjatywy lub na wniosek ich właściwych organów regulacyjnych zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE ustanowić propozycję dotyczącą stosowania jednego z następujących procesów:
procesu kooptymalizacji alokacji zgodnie z art. 40;
procesu alokacji rynkowej zgodnie z art. 41;
procesu alokacji w oparciu o analizę efektywności ekonomicznej zgodnie z art. 42.
Międzyobszarowe zdolności przesyłowe zaalokowane dla wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw przed wejściem w życie niniejszego rozporządzenia mogą być nadal wykorzystywane do tych celów do końca okresu zakontraktowania.
2. Propozycja stosowania procesu alokacji musi obejmować:
granice obszaru rynkowego, przedział czasowy rynku, czas trwania stosowania oraz metodę, która ma być stosowana;
w przypadku procesu alokacji opartego na analizie efektywności ekonomicznej, wolumen alokowanych międzyobszarowych zdolności przesyłowych oraz analizę rzeczywistej efektywności ekonomicznej uzasadniającą efektywność takiej alokacji.
3. W terminie pięciu lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP opracowują propozycję harmonizacji metod procesu alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw dla poszczególnych przedziałów czasowych zgodnie z art. 40 i, w stosownych przypadkach, art. 41 oraz 42.
4. Międzyobszarowe zdolności przesyłowe zaalokowane dla wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw są stosowane wyłącznie w odniesieniu do rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną, w odniesieniu do rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną i rezerw zastępczych. Margines niezawodności obliczany na podstawie rozporządzenia (UE) 2015/1222 jest wykorzystywany do celów obsługi i wymiany rezerw utrzymania częstotliwości, z wyjątkiem połączeń międzysystemowych prądu stałego, w przypadku których międzyobszarowe zdolności przesyłowe do celów obsługi i wymiany rezerw utrzymania częstotliwości mogą być również przydzielane zgodnie z ust. 1.
5. OSP mogą alokować międzyobszarowe zdolności przesyłowe dla wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw jedynie wtedy, gdy międzyobszarowe zdolności przesyłowe są wyznaczane zgodnie z metodami wyznaczania zdolności przesyłowych opracowanymi zgodnie z rozporządzeniami (UE) 2015/1222 i (UE) 2016/1719.
6. W ramach wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych OSP uwzględniają międzyobszarowe zdolności przesyłowe alokowane dla wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw jako już przydzielane międzyobszarowe zdolności przesyłowe.
7. W przypadku gdy posiadacze fizycznych praw przesyłowych wykorzystują międzyobszarowe zdolności przesyłowe do wymiany mocy bilansującej, te zdolności uważa się za nominowane wyłącznie do celów wyłączenia ich z zastosowania zasady „wykorzystaj albo sprzedaj” („UIOSI”).
8. Wszyscy OSP prowadzący wymianę mocy bilansującej lub współdzielący rezerwy dokonują regularnej oceny, czy międzyobszarowe zdolności przesyłowe alokowane dla wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw są nadal niezbędne do tego celu. W przypadku gdy stosuje się proces alokacji w oparciu o analizę efektywności ekonomicznej, taka ocena musi być przeprowadzana co najmniej w każdym roku. Jeżeli międzyobszarowe zdolności przesyłowe alokowane dla wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw nie są już niezbędne, należy je jak najszybciej uwolnić i zwrócić na potrzeby alokacji zdolności przesyłowych w kolejnych przedziałach czasowych. Takie międzyobszarowe zdolności przesyłowe nie będą już uwzględniane w wyznaczaniu międzyobszarowych zdolności przesyłowych jako już przydzielone międzyobszarowe zdolności przesyłowe.
9. Jeżeli międzyobszarowe zdolności przesyłowe alokowane dla wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw nie zostały wykorzystane do celów związanej z nimi wymiany energii bilansującej, należy je uwolnić do celów wymiany energii bilansującej z krótszym czasem aktywacji lub do celów obsługi procesu kompensowania niezbilansowań.
Obliczanie wartości rynkowej międzyobszarowych zdolności przesyłowych
1. Wartość rynkowa międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany energii i wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw, która to wartość jest wykorzystywana w procesie kooptymalizacji alokacji lub w procesie alokacji rynkowej, jest oparta na faktycznych lub prognozowanych wartościach rynkowych międzyobszarowych zdolności przesyłowych.
2. Faktyczna wartość rynkowa międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany energii jest obliczana na podstawie ofert uczestników rynku na rynkach dnia następnego i uwzględnia, w uzasadnionych i możliwych przypadkach, przewidywane oferty uczestników rynku na rynkach dnia bieżącego.
3. Faktyczna wartość rynkowa międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany mocy bilansującej, która jest wykorzystywana w procesie kooptymalizacji alokacji lub w procesie alokacji rynkowej, jest obliczana w oparciu o oferty mocy bilansującej składane do funkcji optymalizacji zakupu rezerw mocy zgodnie z art. 33 ust. 3.
4. Faktyczna wartość rynkowa międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów współdzielenia rezerw, która jest wykorzystywana w procesie kooptymalizacji alokacji lub w procesie alokacji rynkowej, jest obliczana w oparciu o uniknięte koszty zakupu mocy bilansującej.
5. Prognozowana wartość rynkowa międzyobszarowych zdolności przesyłowych jest oparta na jednej z następujących zasad alternatywnych:
stosowaniu przejrzystych wskaźników rynkowych, które umożliwiają określenie wartości rynkowej międzyobszarowych zdolności przesyłowych; lub
stosowaniu metody prognozowania, która umożliwia dokładną i wiarygodną ocenę wartości rynkowej międzyobszarowych zdolności przesyłowych.
Prognozowana wartość rynkowa międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany energii jest obliczana na podstawie przewidywanych różnic cen rynkowych pomiędzy obszarami rynkowymi na rynkach dnia następnego, a w uzasadnionych i możliwych przypadkach, na rynkach dnia bieżącego. Obliczając prognozowaną wartość rynkową, należy odpowiednio uwzględnić dodatkowe istotne czynniki mające wpływ na strukturę odbioru i wytwarzania w różnych obszarach rynkowych.
6. Właściwe organy regulacyjne mogą przeprowadzić przegląd skuteczności metody prognozowania zgodnie z ust. 5 lit. b), w tym porównanie prognozowanych i rzeczywistych wartości rynkowych międzyobszarowych zdolności przesyłowych. W przypadku gdy kontraktowanie odbywa się nie wcześniej niż dwa dni przed dostarczeniem mocy bilansującej, właściwe organy regulacyjne, po przeprowadzeniu przedmiotowego przeglądu, mogą wyznaczyć limit inny niż ten, który określono w art. 41 ust. 2.
Proces kooptymalizacji alokacji
1. W terminie dwóch lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP określają metodę procesu kooptymalizacji alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw. Powyższa metoda ma zastosowanie do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw przy okresie zakontraktowania nie dłuższym niż jeden dzień i w przypadku gdy kontraktowanie odbywa się nie wcześniej niż jeden dzień przed zapewnieniem mocy bilansującej. Metoda ta obejmuje:
proces powiadamiania o zastosowaniu procesu kooptymalizacji alokacji;
szczegółowy opis tego, w jaki sposób międzyobszarowe zdolności przesyłowe są przydzielane do ofert dotyczących wymiany energii i ofert dotyczących wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw w ramach jednego procesu optymalizacji zarówno dla aukcji typu implicit, jak i aukcji typu explicit;
szczegółowy opis metody wyceny, systemu gwarantowania praw przesyłowych i dzielenia się dochodami z ograniczeń w przypadku międzyobszarowych zdolności przesyłowych, które zostały alokowane do ofert dotyczących wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw w drodze procesu kooptymalizacji alokacji;
proces określenia maksymalnego wolumenu międzyobszarowych zdolności przesyłowych alokowanego do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw.
2. Metoda ta opiera się na porównaniu faktycznej wartości rynkowej międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw z faktyczną wartością rynkową międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany energii.
3. Metoda wyceny, system gwarantowania praw przesyłowych i dzielenie się dochodami z ograniczeń w przypadku międzyobszarowych zdolności przesyłowych, które zostały alokowane do ofert dotyczących wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw w drodze procesu kooptymalizacji alokacji, zapewniają równe traktowanie względem międzyobszarowych zdolności przesyłowych przydzielanych do ofert dotyczących wymiany energii.
4. Międzyobszarowe zdolności przesyłowe alokowane do celów wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw w drodze procesu kooptymalizacji alokacji wykorzystuje się wyłącznie do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw i wynikającej z nich wymiany energii bilansującej.
Proces alokacji rynkowej
1. W terminie dwóch lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP z regionu wyznaczania zdolności przesyłowych mogą opracować propozycję metody dla procesu alokacji rynkowej międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw. Powyższa metoda ma zastosowanie do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw przy okresie zakontraktowania nie dłuższym niż jeden dzień i w przypadku gdy kontraktowanie odbywa się nie wcześniej niż jeden tydzień przed zapewnieniem mocy bilansującej. Metoda ta obejmuje:
proces powiadamiania o zastosowaniu procesu alokacji rynkowej;
szczegółowy opis tego, w jaki sposób należy określić faktyczną wartość rynkową międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw oraz prognozowaną wartość rynkową międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany energii, a także w razie potrzeby faktyczną wartość rynkową międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany energii oraz prognozowaną wartość rynkową międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw;
szczegółowy opis metody wyceny, systemu gwarantowania praw przesyłowych i dzielenia się dochodami z ograniczeń w przypadku międzyobszarowych zdolności przesyłowych, które zostały alokowane do ofert wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw w drodze procesu alokacji rynkowej;
proces określenia maksymalnego wolumenu dla międzyobszarowych zdolności przesyłowych alokowanego do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw zgodnie z ust. 2.
2. Międzyobszarowe zdolności przesyłowe alokowane w oparciu o proces rynkowy muszą być ograniczone do 10 % dostępnych zdolności do wymiany energii w poprzednim odpowiednim roku kalendarzowym pomiędzy odpowiednimi obszarami rynkowymi lub, w przypadku nowych połączeń międzysystemowych, do 10 % całkowitych zdolności technicznych takich nowych połączeń międzysystemowych.
Takie ograniczenie wolumenu nie może mieć zastosowania, jeżeli kontraktowanie odbywa się nie wcześniej niż dwa dni przed zapewnieniem mocy bilansującej lub dla granic obszarów rynkowych połączonych za pomocą połączeń międzysystemowych prądu stałego do czasu zharmonizowania na szczeblu UE procesu kooptymalizacji alokacji zgodnie z art. 38 ust. 3.
3. Metoda ta opiera się na porównaniu faktycznej wartości rynkowej międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw z prognozowaną wartością rynkową międzyobszarowych zdolności przesyłowych do wymiany energii, lub też na porównaniu prognozowanej wartości rynkowej międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw z faktyczną wartością rynkową międzyobszarowych zdolności przesyłowych do wymiany energii.
4. Metoda wyceny, system gwarantowania praw przesyłowych i dzielenia się dochodami z ograniczeń w przypadku międzyobszarowych zdolności przesyłowych, które zostały alokowane dla wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw w drodze procesu alokacji rynkowej, zapewniają równe traktowanie względem międzyobszarowych zdolności przesyłowych przydzielanych do wymiany energii.
5. Międzyobszarowe zdolności przesyłowe alokowane do celów wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw w drodze procesu alokacji rynkowej będą wykorzystywane wyłącznie do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw i wynikającej z nich wymiany energii bilansującej.
Proces alokacji w oparciu o analizę efektywności ekonomicznej
1. W terminie dwóch lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP z regionu wyznaczania zdolności przesyłowych mogą opracować propozycję metody alokacji rynkowej międzyobszarowych zdolności przesyłowych w oparciu o analizę efektywności ekonomicznej. Taka metoda ma zastosowanie do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw przy okresie zakontraktowania dłuższym niż jeden dzień i w przypadku gdy kontraktowanie odbywa się wcześniej niż jeden tydzień przed zapewnieniem mocy bilansującej. Metoda ta obejmuje:
przepisy i zasady dotyczące alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych w oparciu o analizę efektywności ekonomicznej;
szczegółowy opis sposobu określania prognozowanej wartości rynkowej międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw oraz ocenę wartości rynkowej międzyobszarowych zdolności przesyłowych do wymiany energii;
szczegółowy opis metody wyceny, systemu gwarantowania praw przesyłowych i dzielenia się dochodami z ograniczeń w przypadku międzyobszarowych zdolności przesyłowych, które zostały alokowane w oparciu o analizę efektywności ekonomicznej;
maksymalny wolumen alokowanych międzyobszarowych zdolności przesyłowych do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw zgodnie z ust. 2.
2. Alokacja międzyobszarowych zdolności przesyłowych w oparciu o analizę efektywności ekonomicznej musi być ograniczona do 5 % dostępnych zdolności dla wymiany energii poprzedniego roku kalendarzowego odniesienia pomiędzy odpowiednimi obszarami rynkowymi lub, w przypadku nowych połączeń międzysystemowych, do 10 % całkowitych zdolności technicznych takich nowych połączeń międzysystemowych. Takie ograniczenie wolumenu nie może mieć zastosowania do granic obszarów rynkowych połączonych za pomocą połączeń międzysystemowych prądu stałego do czasu zharmonizowania na szczeblu UE procesu kooptymalizacji alokacji zgodnie z art. 38 ust. 3.
3. Ta metoda alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych na podstawie analizy efektywności ekonomicznej opiera się na porównaniu prognozowanej wartości rynkowej międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw z prognozowaną wartością rynkową międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów wymiany energii.
4. Metoda wyceny, system gwarantowania praw przesyłowych i dzielenie się dochodami z ograniczeń w przypadku międzyobszarowych zdolności przesyłowych, które zostały alokowane do wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw w oparciu o analizę efektywności ekonomicznej, zapewniają równe traktowanie z międzyobszarowymi zdolnościami przesyłowymi alokowanymi do wymiany energii.
5. OSP, o których mowa w ust. 1, opracowują propozycję wykazu wszystkich poszczególnych alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych w oparciu o analizę efektywności ekonomicznej. Tego rodzaju wykaz obejmuje:
określenie granicy obszaru rynkowego;
wolumen przydzielanych międzyobszarowych zdolności przesyłowych;
okres czasu, w trakcie którego międzyobszarowe zdolności przesyłowe będą przydzielane do wymiany mocy bilansującej lub do współdzielenia rezerw;
analizę ekonomiczną, która uzasadnia efektywność takiej alokacji.
6. OSP, o których mowa w ust. 1, dokonują ponownej oceny wartości przydzielanych międzyobszarowych zdolności przesyłowych w ramach procesu zakupu mocy bilansującej i uwalniają alokowane międzyobszarowe zdolności przesyłowe, które nie są już potrzebne do celów wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw.
Wykorzystanie międzyobszarowych zdolności przesyłowych przez dostawców usług bilansujących
1. Dostawcy usług bilansujących, którzy zawarli umowę na moc bilansującą z OSP w oparciu o model OSP-DUB zgodnie z art. 35, mają prawo do wykorzystania międzyobszarowych zdolności przesyłowych do wymiany mocy bilansującej, jeżeli są posiadaczami fizycznych praw przesyłowych.
2. Dostawcy usług bilansujących, którzy wykorzystują międzyobszarowe zdolności przesyłowe do wymiany mocy bilansującej w oparciu o model OSP-DUB zgodnie z art. 35, nominują swoje fizyczne prawa przesyłowe do wymiany mocy bilansującej do OSP, których to dotyczy. Takie fizyczne prawa przesyłowe zapewniają ich posiadaczom prawo do zgłaszania grafików do OSP, których to dotyczy, do celów wymiany energii bilansującej, w związku z czym są one wyłączone z zakresu stosowania zasady „wykorzystaj albo sprzedaj”.
3. Międzyobszarowe zdolności przesyłowe przydzielane do wymiany mocy bilansującej zgodnie z ust. 2 są uwzględniane w wyznaczaniu międzyobszarowych zdolności przesyłowych jako już przydzielone międzyobszarowe zdolności przesyłowe.
1. Procesy rozliczania muszą:
generować odpowiednie sygnały ekonomiczne, które odzwierciedlają sytuację niezbilansowania;
zapewniać, aby niezbilansowania były rozliczane po cenie, która odzwierciedla wartość energii w czasie rzeczywistym;
zachęcać podmioty odpowiedzialne za bilansowanie, aby zachowywały zbilansowanie lub udzielały pomocy przy przywracaniu zbilansowania w systemie;
ułatwiać harmonizację mechanizmów rozliczania niezbilansowania;
zachęcać OSP, aby wykonywały swoje obowiązki zgodnie z art. 127, 153, 157 i 160 rozporządzenia (UE) 2017/1485;
unikać generowanie niepoprawnych zachęt dla podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie, dostawców usług bilansujących i OSP;
wspierać konkurencję wśród uczestników rynku;
zachęcać dostawców usług bilansujących, aby oferowali i dostarczali usługi bilansujące OSP przyłączającym;
zapewniać neutralność finansową wszystkich OSP.
2. Każdy właściwy organ regulacyjny zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE zapewnia, aby wszystkie OSP, które wchodzą w zakres jego kompetencji, nie odnotowywały zysków lub strat finansowych w odniesieniu do wyniku finansowego rozliczenia na podstawie rozdziałów 2, 3 i 4 niniejszego tytułu w okresie regulacyjnym określonym przez właściwy organ regulacyjny oraz aby każdy dodatni lub ujemny wynik finansowy będący rezultatem rozliczenia na podstawie rozdziałów 2, 3 i 4 niniejszego tytułu został przeniesiony na użytkowników sieci zgodnie z mającymi zastosowanie przepisami krajowymi.
3. Każdy OSP może opracować propozycję dotyczącą dodatkowego mechanizmu rozliczeniowego odrębnego od rozliczania niezbilansowania na potrzeby rozliczenia kosztów zakupu mocy bilansującej zgodnie z rozdziałem 5 niniejszego tytułu, kosztów administracyjnych oraz innych kosztów związanych z bilansowaniem. Ten dodatkowy mechanizm rozliczeniowy ma zastosowanie do podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie. Najlepiej, aby zostało to osiągnięte poprzez wprowadzenie funkcji wyceny niedoboru. Jeżeli OSP wybierają inny mechanizm, powinni uzasadnić to w propozycji. Taka propozycja podlega zatwierdzeniu przez właściwe organy regulacyjne.
4. Każde wprowadzenie lub pobranie do lub z obszaru grafikowego danego OSP musi być rozliczane zgodnie z rozdziałem 3 lub 4 tytułu V.
Rozliczanie energii bilansującej
Obliczanie wolumenu energii bilansującej
1. Odnośnie do rozliczania energii bilansującej przynajmniej dla procesu odbudowy częstotliwości i procesu zastępowania rezerw, każdy OSP ustanawia procedurę do celów:
obliczania aktywowanego wolumenu energii bilansującej w oparciu o aktywację wnioskowaną lub mierzoną;
żądania ponownego obliczenia aktywowanego wolumenu energii bilansującej.
2. Każdy OSP oblicza aktywowany wolumen energii bilansującej zgodnie z procedurami na podstawie ust. 1 lit. a) co najmniej dla:
każdego okresu rozliczania niezbilansowania;
jego obszarów niezbilansowania;
każdego kierunku; przy czym znak ujemny stosowany jest w przypadku względnego poboru przez dostawcę usług bilansujących, a znak dodatni stosowany jest w przypadku względnej dostawy przez dostawcę usług bilansujących.
3. Każdy OSP przyłączający rozlicza z dostawcami usług bilansujących wszystkie aktywowane wolumeny energii bilansującej obliczone zgodnie z ust. 2.
Energia bilansująca do celów procesu utrzymania częstotliwości
1. Każdy OSP przyłączający może obliczać i rozliczać z dostawcami usług bilansujących aktywowany wolumen energii bilansującej do celów procesu utrzymania częstotliwości zgodnie z art. 45 ust. 1 i 2.
2. Cena – o wartości dodatniej, zerowej lub ujemnej – aktywowanego wolumenu energii bilansującej do celów procesu utrzymania częstotliwości jest określana dla każdego kierunku, jak określono w tabeli 1:
Płatność z tytułu energii bilansującej
Cena energii bilansującej dodatnia
Cena energii bilansującej ujemna
Energia bilansująca dodatnia
Płatność OSP na rzecz DUB
Płatność DUB na rzecz OSP
Energia bilansująca ujemna
Energia bilansująca do celów procesu odbudowy częstotliwości
1. Każdy OSP przyłączający oblicza i rozlicza z dostawcami usług bilansujących aktywowany wolumen energii bilansującej do celów procesu odbudowy częstotliwości zgodnie z art. 45 ust. 1 i 2.
2. Cena – o wartości dodatniej, zerowej lub ujemnej – aktywowanego wolumenu energii bilansującej do celów procesu odbudowy częstotliwości jest określana dla każdego kierunku zgodnie z art. 30, jak określono w tabeli 1.
Energia bilansująca dla procesu zastępowania rezerw
1. Każdy OSP przyłączający oblicza i rozlicza z dostawcami usług bilansujących aktywowany wolumen energii bilansującej do celów procesu zastępowania rezerw zgodnie z art. 45 ust. 1 i 2.
2. Cena – o wartości dodatniej, zerowej lub ujemnej – aktywowanego wolumenu energii bilansującej do celów procesu zastępowania rezerw jest określana dla każdego kierunku zgodnie z art. 30, jak określono w tabeli 1.
Korekta niezbilansowania w odniesieniu do podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie
1. Każdy OSP oblicza korektę niezbilansowania, która będzie miała zastosowanie do odpowiednich podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie w odniesieniu do każdej aktywowanej oferty dotyczącej energii bilansującej.
2. W przypadku obszarów niezbilansowania, w których dla jednego podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie oblicza się kilka końcowych pozycji bilansowych zgodnie z art. 54 ust. 3, korekta niezbilansowania może być obliczona dla każdej pozycji bilansowej.
3. W przypadku każdej korekty niezbilansowania każdy OSP określa aktywowany wolumen energii bilansującej obliczony zgodnie z art. 45 oraz każdy wolumen aktywowany na potrzeby inne niż bilansowanie.
Rozliczanie wymiany energii między OSP
Planowa wymiana energii
1. W terminie jednego roku od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP opracowują propozycję dotyczącą wspólnych zasad rozliczania mających zastosowanie do każdego przypadku planowej wymiany energii w wyniku co najmniej jednego z następujących procesów zgodnie z art. 146, 147 i 148 rozporządzenia (UE) 2017/1485:
procesu zastępowania rezerw;
procesu odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną;
procesu odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną;
procesu kompensowania niezbilansowań.
2. Każda funkcja rozliczania OSP-OSP wykonuje rozliczenie zgodnie z zasadami rozliczeń na podstawie ust. 1.
3. W terminie osiemnastu miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP prowadzący planową wymianę energii w ramach danego obszaru synchronicznego opracowują propozycję dotyczącą wspólnych zasad rozliczania mających zastosowanie do planowej wymiany energii zachodzącej w wyniku jednego lub obu poniższych procesów:
procesu utrzymania częstotliwości zgodnie z art. 142 rozporządzenia (UE) 2017/1485;
okresu rampowania zgodnie z art. 136 rozporządzenia (UE) 2017/1485.
4. W terminie osiemnastu miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy asynchronicznie połączeni OSP prowadzący planową wymianę energii między obszarami synchronicznymi opracowują propozycję dotyczącą wspólnych zasad rozliczania mających zastosowanie do planowej wymiany energii zachodzącej w wyniku jednego lub obu poniższych procesów:
procesu utrzymania częstotliwości dla generowanej mocy czynnej na szczeblu obszaru synchronicznego zgodnie z art. 172 i 173 rozporządzenia (UE) 2017/1485;
ograniczeń rampowania dla generowanej mocy czynnej na szczeblu obszaru synchronicznego zgodnie z art. 137 rozporządzenia (UE) 2017/1485.
5. Wspólne zasady rozliczania zgodnie z ust. 1 obejmują co najmniej postanowienia, zgodnie z którymi planowa wymiana energii jest obliczana na podstawie następujących kryteriów:
w okresach uzgodnionych między właściwymi OSP;
według kierunku;
jako całka obliczonej wymiany mocy w okresach ustalonych zgodnie z ust. 5 lit. a).
6. Wspólne zasady rozliczania planowej wymiany energii zgodnie z ust. 1 lit. a), b) i c) muszą uwzględniać:
wszystkie ceny energii bilansującej ustalone zgodnie z art. 30 ust. 1;
metodę wyceny międzyobszarowych zdolności przesyłowych stosowaną na potrzeby wymiany energii bilansującej zgodnie z art. 30 ust. 3.
7. Wspólne zasady rozliczania planowanej wymiany energii zgodnie z ust. 1 lit. d) muszą uwzględniać metodę wyceny międzyobszarowych zdolności przesyłowych stosowaną do prowadzenia procesu kompensowania niezbilansowań zgodnie z art. 30 ust. 3.
8. Wszyscy OSP ustanawiają skoordynowany mechanizm na potrzeby korekt w zakresie rozliczeń między wszystkimi OSP.
Nieplanowa wymiana energii
1. W terminie osiemnastu miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP w ramach danego obszaru synchronicznego przedstawiają propozycję dotyczącą wspólnych zasad rozliczania mających zastosowanie do każdego przypadku nieplanowej wymiany energii. Propozycja obejmuje następujące wymogi:
cena nieplanowej wymiany dla energii pobranej z obszaru synchronicznego odzwierciedla ceny energii bilansującej aktywowanej w górę w ramach procesu odbudowy częstotliwości lub w ramach procesu zastępowania rezerw dla danego obszaru synchronicznego;
cena nieplanowej wymiany energii wprowadzonej do obszaru synchronicznego odzwierciedla ceny energii bilansującej aktywowanej w dół w ramach procesu odbudowy częstotliwości lub w ramach procesu zastępowania rezerw dla danego obszaru synchronicznego.
2. W terminie osiemnastu miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy asynchronicznie połączeni OSP przedstawiają propozycję dotyczącą wspólnych zasad rozliczania mających zastosowanie do każdego przypadku nieplanowej wymiany energii między asynchronicznie połączonymi OSP.
3. Propozycje dotyczące wspólnych zasad rozliczania w przypadku nieplanowej wymiany energii między OSP zapewniają uczciwą i równą dystrybucję kosztów i korzyści między tymi podmiotami.
4. Wszyscy OSP ustanawiają skoordynowany mechanizm na potrzeby korekt w zakresie przeprowadzanych między nimi rozliczeń.
Rozliczanie niezbilansowania
1. Każdy OSP lub, w odpowiednich przypadkach, osoba trzecia w ramach swojego obszaru grafikowego lub swoich obszarów grafikowych, w stosownych przypadkach, rozlicza z każdym podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie dla każdego okresu rozliczania niezbilansowania zgodnie z art. 53 wszystkie obliczone niezbilansowania zgodnie z art. 49 i art. 54 w stosunku do odpowiedniej ceny niezbilansowania obliczonej zgodnie z art. 55.
2. W terminie jednego roku od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP opracowują propozycję dotyczącą dalszego sprecyzowania i zharmonizowania co najmniej następujących elementów:
obliczenie korekty niezbilansowania zgodnie z art. 49 oraz obliczenie pozycji bilansowej, niezbilansowania i przydzielonego wolumenu zgodnie z art. 54 ust. 3;
główne elementy wykorzystane do obliczenia ceny niezbilansowania w odniesieniu do wszystkich niezbilansowań zgodnie z art. 55, w tym, w stosownych przypadkach, określenie wartości unikniętej aktywacji energii bilansującej w ramach rezerw odbudowy częstotliwości lub rezerw zastępczych;
stosowanie jednej ceny dla wszystkich niezbilansowań zgodnie z art. 55, która określa jedną cenę dla niezbilansowań dodatnich i dla niezbilansowań ujemnych dla każdego obszaru obowiązywania ceny niezbilansowania w ramach okresu rozliczania niezbilansowania; oraz
określenie warunków i metody stosowania systemu podwójnych cen niezbilansowań zgodnie z art. 55, zgodnie z którym to systemem określa się jedną cenę dla niezbilansowań dodatnich i jedną cenę dla niezbilansowań ujemnych dla każdego obszaru obowiązywania ceny niezbilansowania w ramach okresu rozliczania niezbilansowania, w tym:
warunków dotyczących tego, kiedy OSP może zaproponować właściwemu organowi regulacyjnemu zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE stosowanie systemu podwójnych cen oraz jakie uzasadnienie należy przedstawić;
metodę stosowania podwójnych cen.
3. W ramach harmonizacji zgodnie z ust. 2 należy dokonać rozróżnienia między modelami samodzielnego dysponowania i modelami centralnego dysponowania.
4. Propozycja zgodnie z ust. 2 zawiera termin wdrożenia przypadający nie później niż osiemnaście miesięcy po zatwierdzeniu przez wszystkie właściwe organy regulacyjne zgodnie z art. 5 ust. 2.
Okres rozliczania niezbilansowania
1. W terminie trzech lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP stosują okresy rozliczania niezbilansowania wynoszące 15 minut we wszystkich obszarach grafikowych, jednocześnie zapewniając, aby wszystkie granice podstawowego okresu handlowego pokrywały się z granicami okresów rozliczania niezbilansowania.
2. OSP obszaru synchronicznego mogą wspólnie wnioskować o zwolnienie z wymogu określonego w ust. 1.
3. Jeżeli właściwe organy regulacyjne obszaru synchronicznego przyznają zwolnienie z wymogu określonego w ust. 1 na wspólny wniosek OSP danego obszaru synchronicznego lub z ich własnej inicjatywy, właściwe organy regulacyjne przeprowadzają we współpracy z Agencją i przynajmniej co trzy lata analizę kosztów i korzyści dotyczącą harmonizacji okresów rozliczania niezbilansowania w ramach obszarów synchronicznych i między obszarami synchronicznymi.
Obliczenie niezbilansowania
1. Każdy OSP oblicza w ramach swojego obszaru grafikowego lub, w stosownych przypadkach, w ramach swoich obszarów grafikowych końcową pozycję bilansową, przydzielony wolumen, korektę niezbilansowania i niezbilansowanie:
dla każdego podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie;
dla każdego okresu rozliczania niezbilansowania;
w każdym obszarze niezbilansowania;
2. Obszar niezbilansowania jest równy obszarowi grafikowemu, z wyjątkiem przypadku modelu centralnego dysponowania, w którym obszar niezbilansowania może stanowić część obszaru grafikowego.
3. Do czasu wdrożenia propozycji na podstawie art. 52 ust. 2 każdy OSP oblicza pozycję końcową podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie, stosując jedno z następujących podejść:
podmiot odpowiedzialny za bilansowanie ma jedną pozycję końcową, która jest równa sumie jej zewnętrznych grafików handlowych i wewnętrznych grafików handlowych;
podmiot odpowiedzialny za bilansowanie ma dwie pozycje końcowe: pierwsza pozycja jest równa sumie jej zewnętrznych grafików handlowych i wewnętrznych grafików handlowych dotyczących wytwarzania energii, a pozycja druga jest równa sumie jej zewnętrznych grafików handlowych i wewnętrznych grafików handlowych dotyczących zużycia energii;
w przypadku modelu centralnego dysponowania podmiot odpowiedzialny za bilansowanie może mieć kilka końcowych pozycji bilansowych na jeden obszar niezbilansowania, które są równe grafikom wytwarzania zakładów wytwarzania energii lub grafikom zużycia energii instalacji odbiorczych.
4. Każdy OSP określa zasady dotyczące:
obliczenia końcowej pozycji bilansowej;
określenia przydzielonego wolumenu;
wyznaczenia korekty niezbilansowania zgodnie z art. 49;
obliczenia niezbilansowania;
żądania ponownego obliczenia niezbilansowania przez podmiot odpowiedzialny za bilansowanie.
5. Przydzielony wolumen nie będzie obliczany w przypadku podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie nieobejmujących fizycznych dostaw lub odbiorów energii z systemu.
6. Dane niezbilansowanie wskazuje rozmiar i kierunek transakcji rozliczenia między podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie a OSP; niezbilansowanie może mieć:
wartość ujemną, wskazującą niedobór odnotowany przez podmiot odpowiedzialny za bilansowanie;
albo wartość dodatnią, wskazującą nadwyżkę odnotowaną przez podmiot odpowiedzialny za bilansowanie.
Cena niezbilansowania
1. Każdy OSP określa zasady obliczania ceny niezbilansowania, która może mieć wartość dodatnią, zerową lub ujemną, jak określono w tabeli 2:
Płatność z tytułu niezbilansowania
Cena niezbilansowania dodatnia
Cena niezbilansowania ujemna
Niezbilansowanie dodatnie
Płatność OSP na rzecz podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie
Płatność podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie na rzecz OSP
Niezbilansowanie ujemne
2. Zakres przepisów zgodnie z ust. 1 obejmuje określenie wartości unikniętej aktywacji energii bilansującej w ramach rezerw odbudowy częstotliwości lub rezerw zastępczych.
3. Każdy OSP określa cenę niezbilansowania dla:
swoich obszarów obowiązywania ceny niezbilansowania;
każdego kierunku niezbilansowania.
4. Cena niezbilansowania z tytułu niedoboru nie może być mniejsza niż:
albo średnia cena ważona energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości i rezerw zastępczych aktywowanej w górę;
albo wartość unikniętej aktywacji energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości lub rezerw zastępczych, jeżeli w trakcie okresu rozliczania niezbilansowania nie miała miejsca żadna aktywacja energii bilansującej w żadnym z kierunków.
5. Cena niezbilansowania z tytułu nadwyżki nie jest większa niż:
albo średnia cena ważona energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości i rezerw zastępczych aktywowanej w dół;
albo wartość unikniętej aktywacji energii bilansującej dla rezerw odbudowy częstotliwości lub rezerw zastępczych, jeżeli w trakcie okresu rozliczania niezbilansowania nie miała miejsca żadna aktywacja energii bilansującej w żadnym z kierunków.
6. Jeżeli w tym samym okresie rozliczania niezbilansowania aktywowano energię bilansującą z rezerw odbudowy częstotliwości lub rezerw zastępczych zarówno w górę, jak i w dół, to cenę rozliczenia niezbilansowania określa się w odniesieniu do niedoboru i nadwyżki na podstawie co najmniej jednej z zasad zgodnie z ust. 4 i 5.
Rozliczanie mocy bilansującej
Zakup na obszarze grafikowym
1. Każdy OSP działający na obszarze grafikowym korzystający z ofert mocy bilansującej ustanawia zasady rozliczania co najmniej rezerw odbudowy częstotliwości i rezerw zastępczych zgodnie z wymogami określonymi w art. 32.
2. Każdy OSP działający na obszarze grafikowym korzystający z ofert mocy bilansującej rozlicza co najmniej wszystkie zakupione rezerwy odbudowy częstotliwości i rezerwy zastępcze zgodnie z wymogami określonymi w art. 32.
Zakup poza obszarem grafikowym
1. Wszyscy OSP prowadzący wymianę mocy bilansującej ustanawiają zasady rozliczania zakupionej mocy bilansującej zgodnie z art. 33 i 35.
2. Wszyscy OSP prowadzący wymianę mocy bilansującej wspólnie rozliczają zakupioną moc bilansującą, korzystając z funkcji rozliczania OSP-OSP, zgodnie z art. 33. Wszyscy OSP prowadzący wymianę mocy bilansującej na podstawie modelu OSP-DUB rozliczają zakupioną moc bilansującą zgodnie z art. 35.
3. Wszyscy OSP prowadzący wymianę mocy bilansującej ustanawiają zasady rozliczania alokacji międzyobszarowej zdolności przesyłowej zgodnie z tytułem IV rozdział 2.
4. Wszyscy OSP prowadzący wymianę mocy bilansującej rozliczają alokowane międzyobszarowe zdolności przesyłowe zgodnie z tytułem IV rozdział 2.
Algorytmy bilansowania
1. W ramach propozycji na podstawie art. 19, 20 i 21 wszyscy OSP opracowują algorytmy, które mają być obsługiwane przez funkcje optymalizacji aktywacji w odniesieniu do aktywacji ofert dotyczących energii bilansującej. Algorytmy te muszą:
przestrzegać metody aktywacji ofert dotyczących energii bilansującej zgodnie z art. 29;
przestrzegać metody wyceny energii bilansującej zgodnie z art. 30;
uwzględniać opisy procesu kompensowania niezbilansowań oraz aktywacji transgranicznej zgodnie z tytułem III część IV rozporządzenia (UE) 2017/1485.
2. W ramach propozycji na podstawie art. 22 wszyscy OSP opracowują algorytm, który ma być obsługiwany przez funkcję procesu kompensowania niezbilansowań. Algorytm ten musi minimalizować aktywację przeciwną środków bilansujących, przeprowadzając proces kompensowania niezbilansowań zgodnie z częścią IV rozporządzenia (UE) 2017/1485.
3. W ramach propozycji na podstawie art. 33 dwóch lub więcej OSP prowadzących wymianę mocy bilansującej opracowuje algorytmy, które mają być obsługiwane przez funkcje optymalizacji zakupu rezerw mocy w odniesieniu do zakupu ofert dotyczących mocy bilansującej. Algorytmy te muszą:
minimalizować ogólne koszty zakupu całej wspólnie zakupionej mocy bilansującej;
w stosownych przypadkach uwzględniać dostępność międzyobszarowych zdolności przesyłowych, w tym możliwych kosztów ich zapewnienia.
4. Wszystkie algorytmy opracowane zgodnie z niniejszym artykułem muszą:
przestrzegać ograniczeń związanych z bezpieczeństwem pracy;
uwzględniać ograniczenia techniczne i sieciowe;
w stosownych przypadkach uwzględniać dostępne międzyobszarowe zdolności przesyłowe.
Europejskie sprawozdanie dotyczące integracji rynków bilansujących
1. ENTSO-E publikuje, przestrzegając poufności informacji zgodnie z art. 11, europejskie sprawozdanie na temat monitorowania, opisu, analizy i wdrożenia niniejszego rozporządzenia, jak również postępów poczynionych w integracji rynków bilansujących w Europie.
2. Format sprawozdania zmienia się w następujący sposób:
po upływie dwóch lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia i następnie co dwa lata publikuje się sprawozdanie szczegółowe;
po upływie trzech lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia i następnie co dwa lata publikuje się krótszą wersję sprawozdania, aby dokonać przeglądu poczynionych postępów i zaktualizować wskaźniki skuteczności działania.
3. Sprawozdanie zgodnie z ust. 2 lit. a) musi:
opisywać i analizować proces harmonizacji i integracji, jak również postępy poczynione w zakresie harmonizacji i integracji rynków bilansujących dzięki stosowaniu niniejszego rozporządzenia;
opisywać status projektów wdrażania zgodnie z niniejszym rozporządzeniem;
oceniać zgodność projektów wdrażania i badać wszelkie możliwe zmiany, które stwarzają ryzyko dla przyszłej integracji;
analizować rozwój w zakresie wymian mocy bilansującej i współdzielenia rezerw oraz opisywać możliwe bariery, warunki wstępne i działania na rzecz dalszej poprawy wymiany mocy bilansującej i współdzielenia rezerw;
opisywać obecne wymiany usług bilansujących i analizować potencjalne wymiany usług bilansujących;
analizować odpowiedniość produktów standardowych w stosunku do najnowszych zmian i ewolucji w odniesieniu do różnych środków bilansujących i proponować możliwe ulepszenia produktów standardowych;
oceniać potrzebę dalszej harmonizacji produktów standardowych i możliwego wpływu braku harmonizacji na integrację rynków bilansujących;
oceniać istnienie produktów specyficznych wykorzystywanych przez OSP i uzasadnienia dotyczące stosowania tych produktów oraz ich wpływ na integrację rynków bilansujących;
oceniać postępy w zakresie harmonizacji głównych cech rozliczania niezbilansowania, jak również konsekwencje braku harmonizacji i możliwe zakłócenia z nim związane;
przedstawiać wyniki analiz kosztów i korzyści zgodnie z art. 61.
4. ENTSO-E ustanawia wskaźniki efektywności działania dla rynków bilansujących, które zostaną wykorzystane w sprawozdaniach. Tego rodzaju wskaźniki skuteczności działania muszą odzwierciedlać:
dostępność ofert energii bilansującej, w tym ofert pochodzących z mocy bilansującej;
zyski finansowe i oszczędności z tytułu kompensowania niezbilansowań, wymiany usług bilansujących i współdzielenia rezerw;
korzyści uzyskane z tytułu wykorzystania produktów standardowych;
całkowity koszt bilansowania;
efektywność ekonomiczną i niezawodność rynków bilansujących;
możliwą nieefektywność i możliwe zakłócenia na rynkach bilansujących;
straty efektywności spowodowane przez produkty specyficzne;
wolumen i cenę energii bilansującej wykorzystywanej do celów bilansowania, zarówno dostępnej, jak i aktywowanej, z produktów standardowych i z produktów specyficznych;
ceny niezbilansowania oraz niezbilansowania systemu;
zmianę cen usługi bilansującej w latach ubiegłych;
porównanie oczekiwanych kosztów i korzyści z tytułu wszystkich alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów bilansowania z rzeczywiście poniesionymi kosztami i odniesionymi korzyściami z tego tytułu.
5. Przed przedłożeniem ostatecznego sprawozdania ENTSO-E przygotowuje propozycję projektu sprawozdania. W propozycji tej określa się strukturę sprawozdania, jego treść i wskaźniki efektywności działania, które zostaną w nim wykorzystane. Propozycję sprawozdania przedstawia się Agencji, która jest uprawniona do wymagania wprowadzenia zmian w ciągu dwóch miesięcy od złożenia propozycji.
6. Sprawozdanie zgodne z ust. 2 lit. a) zawiera również streszczenia w języku angielskim do każdego ze sprawozdań OSP dotyczących bilansowania zgodnie z art. 60.
7. Sprawozdania zawierają również zdezagregowane informacje i wskaźniki w odniesieniu do każdego obszaru grafikowego, każdej granicy obszaru rynkowego lub każdego bloku LFC.
8. ENTSO-E publikuje sprawozdania w internecie i składa je Agencji nie później niż w terminie sześciu miesięcy po zakończeniu roku, do którego odnosi się dane sprawozdanie.
9. Po upływie terminów, w jakich wszyscy OSP korzystają z europejskich platform zgodnie z art. 19 ust. 5, art. 20 ust. 6, art. 21 ust. 6 i art. 22 ust. 5, wszyscy OSP dokonują przeglądu treści sprawozdań i warunków ich publikacji. Na podstawie wyników tego przeglądu ENTSO-E sporządza propozycję nowej struktury sprawozdań i terminu ich publikacji oraz przedkłada ją Agencji. Agencja jest uprawniona do wymagania wprowadzenia zmian w ciągu trzech miesięcy od złożenia propozycji.
Sprawozdanie OSP dotyczące bilansowania
1. Co najmniej raz na dwa lata każdy OSP publikuje sprawozdanie dotyczące bilansowania obejmujące dwa poprzednie lata kalendarzowe, przestrzegając poufności informacji zgodnie z art. 11.
2. Sprawozdanie dotyczące bilansowania musi:
zawierać informacje dotyczące wolumenów dostępnych, zakupionych i wykorzystanych produktów specyficznych, jak również uzasadnienie dotyczące stosowania produktów specyficznych podlegających warunkom zgodnie z art. 26;
zawierać skróconą analizę procesu określania wielkości rezerwy mocy, w tym uzasadnienie i wyjaśnienie dotyczące obliczonych wymogów rezerwy mocy;
zawierać skróconą analizę optymalnego zapewniania rezerwy mocy, w tym uzasadnienie i wyjaśnienie dotyczące wolumenu mocy bilansującej;
zawierać analizę kosztów i korzyści oraz możliwych nieefektywności i zakłóceń związanych z posiadaniem produktów specyficznych w zakresie konkurencji i fragmentacji rynku, udziału usług zarządzania stroną popytową i odnawialnych źródeł energii, integracji rynków bilansujących oraz skutków ubocznych dla innych rynków energii elektrycznej;
zawierać analizę możliwości wymiany mocy bilansującej i współdzielenia rezerw;
zawierać wyjaśnienie i uzasadnienie dotyczące zakupu mocy bilansującej bez wymiany mocy bilansującej lub współdzielenia rezerw;
zawierać analizę skuteczności funkcji optymalizacji aktywacji w odniesieniu do energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości oraz w stosownych przypadkach w odniesieniu do energii bilansującej z rezerw zastępczych;
3. Sprawozdanie dotyczące bilansowania jest sporządzane w języku angielskim lub przynajmniej zawiera streszczenie w języku angielskim.
4. Na podstawie uprzednio opublikowanych sprawozdań właściwy organ regulacyjny zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE jest uprawniony do wymagania wprowadzenia zmian w zakresie struktury i treści następnego sprawozdania OSP dotyczącego bilansowania.
1. Jeżeli od OSP wymaga się przeprowadzenia analizy kosztów i korzyści zgodnie z niniejszym rozporządzeniem, ustanawiają oni kryteria i metodę analizy kosztów i korzyści oraz przedkładają je właściwym organom regulacyjnym zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE sześć miesięcy przed rozpoczęciem analizy kosztów i korzyści. Właściwe organy regulacyjne są uprawnione do wspólnego wymagania wprowadzenia zmian odnoszących się do kryteriów i metody.
2. Analiza kosztów i korzyści musi uwzględniać co najmniej:
techniczną wykonalność;
wpływ na konkurencję i integrację rynków bilansujących;
koszty i korzyści związane z wdrożeniem;
wpływ na europejskie i krajowe koszty bilansowania;
potencjalny wpływ na ceny na europejskim rynku energii elektrycznej;
zdolność OSP i podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie do wypełniania ich zobowiązań;
wpływ na uczestników rynku w odniesieniu do dodatkowych wymogów technicznych lub wymogów w zakresie IT poddawanych ocenie we współpracy z odnośnymi zainteresowanymi stronami.
3. Wszyscy OSP, których to dotyczy, dostarczają wyniki analizy kosztów i korzyści wszystkim właściwym organom regulacyjnym wraz z uzasadnioną propozycją dotyczącą sposobu rozwiązania możliwych problemów zidentyfikowanych w analizie kosztów i korzyści.
ODSTĘPSTWA I MONITOROWANIE
1. Zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE odpowiednie organy regulacyjne mogą na wniosek OSP lub z własnej inicjatywy przyznać właściwym OSP odstępstwa od jednego lub większej liczby przepisów niniejszego rozporządzenia zgodnie z ust. 2–12.
2. OSP może wnieść o przyznanie odstępstwa od następujących wymogów:
terminów, w jakich dany OSP korzysta z europejskich platform zgodnie z art. 19 ust. 5, art. 20 ust. 6, art. 21 ust. 6 i art. 22 ust. 5;
definicji czasu zamknięcia bramki dla zintegrowanego procesu grafikowania w modelu centralnego dysponowania zgodnie z art. 24 ust. 5 i możliwości zmiany ofert dotyczących zintegrowanego procesu grafikowania zgodnie z art. 24 ust. 6;
maksymalnego wolumenu międzyobszarowych zdolności przesyłowych alokowanych w drodze procesu alokacji rynkowej zgodnie z art. 41 ust. 2 lub w drodze procesu opartego na analizie efektywności ekonomicznej zgodnie z art. 42 ust. 2;
harmonizacji okresu rozliczania niezbilansowania zgodnie z art. 53 ust. 1;
wdrożenia wymogów zgodnie z art. 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 54, 55, 56 i 57.
3. Proces przyznawania odstępstwa musi być przejrzysty, niedyskryminacyjny, niestronniczy, właściwie udokumentowany i oparty na uzasadnionym wniosku.
4. OSP kierują pisemny wniosek o udzielenie odstępstwa do właściwego organu regulacyjnego najpóźniej sześć miesięcy przed dniem zastosowania przepisów, których dotyczy wniosek o przyznanie odstępstwa.
5. Wniosek o przyznanie odstępstwa zawiera następujące informacje:
przepisy, w odniesieniu do których wnosi się o udzielenie odstępstwa;
okres obowiązywania odstępstwa, o który się wnosi;
szczegółowy plan i harmonogram, w których określa się sposób rozwiązania kwestii wdrażania odnośnych przepisów niniejszego rozporządzenia po upływie okresu obowiązywania odstępstwa i sposób zapewnienia przedmiotowego wdrożenia;
ocenę wpływu odstępstwa, którego dotyczy wniosek, na rynki sąsiednie;
ocenę możliwych zagrożeń dla integracji rynków bilansujących w całej Europie spowodowanych odstępstwem, którego dotyczy wniosek.
6. Właściwy organ regulacyjny podejmuje decyzję w sprawie wszystkich wniosków o przyznanie odstępstwa w terminie sześciu miesięcy od dnia następującego po otrzymaniu przez niego wniosku. Przed upływem wspomnianego terminu można go przedłużyć o trzy miesiące, jeżeli właściwy organ regulacyjny zażąda dodatkowych informacji od OSP składającego wniosek o przyznanie odstępstwa. Bieg dodatkowego terminu rozpoczyna się z chwilą otrzymania kompletnych informacji.
7. OSP składający wniosek o przyznanie odstępstwa przekazuje wszystkie dodatkowe informacje, których zażądał właściwy organ regulacyjny, w terminie dwóch miesięcy od wystąpienia przez organ z przedmiotowym żądaniem. Jeżeli OSP nie dostarczy żądanych informacji w tym terminie, wniosek o przyznanie odstępstwa uznaje się za wycofany, chyba że przed upływem terminu:
albo właściwy organ regulacyjny postanowi o jego przedłużeniu;
albo OSP powiadomi odpowiedni organ regulacyjny, przedstawiając uzasadnioną opinię, że wniosek o przyznanie odstępstwa jest kompletny.
8. Podczas rozpatrywania wniosków o przyznanie odstępstwa lub przed przyznaniem odstępstwa z własnej inicjatywy właściwy organ regulacyjny uwzględnia następujące aspekty:
trudności związane z wdrożeniem danego przepisu lub danych przepisów;
ryzyko i konsekwencje związane z danym przepisem lub danymi przepisami w odniesieniu do bezpieczeństwa pracy systemu;
działania podjęte w celu ułatwienia wdrożenia danego przepisu lub danych przepisów;
wpływ braku wdrożenia danego przepisu lub danych przepisów na niedyskryminację i konkurencję z innymi europejskimi uczestnikami rynku, w szczególności w odniesieniu do usług zarządzania stroną popytową i odnawialnych źródeł energii;
wpływ na ogólną efektywność ekonomiczną i infrastrukturę inteligentnych sieci energetycznych;
wpływ na inne obszary grafikowe i ogólne konsekwencje dla procesu europejskiej integracji rynkowej.
9. Właściwy organ regulacyjny wydaje uzasadnioną decyzję w sprawie wniosku o przyznanie odstępstwa lub odstępstwa przyznanego z własnej inicjatywy. Jeżeli właściwy organ regulacyjny przyznaje odstępstwo, określa czas jego obowiązywania. Odstępstwo można przyznać tylko jeden raz na maksymalny okres dwóch lat, z wyjątkiem odstępstw określonych w ust. 2 lit. c) i d), które można przyznać na okres do dnia 1 stycznia 2025 r.
10. Właściwy organ regulacyjny powiadamia o swojej decyzji OSP, Agencję i Komisję Europejską. Decyzję publikuje się również na jego stronie internetowej.
11. Właściwe organy regulacyjne prowadzą rejestr wszystkich odstępstw, które przyznały lub których przyznania odmówiły, oraz przekazują Agencji aktualny i skonsolidowany rejestr co najmniej raz na sześć miesięcy, a jego kopię dostarczają ENTSO-E.
12. Rejestr ten zawiera w szczególności:
przepisy, w odniesieniu do których przyznano odstępstwo lub odmówiono jego przyznania;
powody przyznania lub odmowy przyznania odstępstwa;
1. ENTSO-E monitoruje wdrażanie niniejszego rozporządzenia zgodnie z art. 8 ust. 8 rozporządzenia (WE) nr 714/2009. Monitorowanie wdrażania niniejszego rozporządzenia przez ENTSO-E musi obejmować co najmniej następujące kwestie:
przygotowanie europejskiego sprawozdania dotyczącego integracji rynku bilansującego zgodnie z art. 59;
przygotowanie sprawozdania dotyczącego monitorowania wdrażania niniejszego rozporządzenia, w tym wpływu na harmonizację obowiązujących przepisów mających na celu ułatwienie integracji rynkowej.
2. W terminie sześciu miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia ENTSO-E przedstawia Agencji do zaopiniowania plan monitorowania dotyczący sprawozdań, które należy przygotować, oraz wszelkie aktualizacje.
3. Agencja we współpracy z ENTSO-E sporządza w terminie dwunastu miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wykaz istotnych informacji, które ENTSO-E ma przekazać Agencji, zgodnie z art. 8 ust. 9 i art. 9 ust. 1 rozporządzenia (WE) nr 714/2009. Wykaz istotnych informacji może podlegać aktualizacji. ENTSO-E prowadzi kompleksowe archiwum danych w postaci cyfrowej w znormalizowanym formacie, obejmujące informacje wymagane przez Agencję.
4. Wszyscy OSP przekazują ENTSO-E informacje wymagane do wykonywania zadań zgodnie z ust. 1 i 3.
5. Uczestnicy rynku i inne organizacje zaangażowane w integrację rynków bilansujących na wspólny wniosek Agencji i ENTSO-E przekazują ENTSO-E informacje wymagane do celów monitorowania zgodnie z ust. 1 i 3, z wyjątkiem informacji uzyskanych już przez właściwe organy regulacyjne zgodnie z art. 37 dyrektywy 2009/72/WE, Agencję lub ENTSO-E w ramach wykonywania przez każdy z tych podmiotów swoich zadań w zakresie monitorowania wdrożenia.
Z wyjątkiem udziału w opracowywaniu warunków lub metod, w odniesieniu do których mają zastosowanie odpowiednie terminy, wymogi niniejszego rozporządzenia nie mają zastosowania w Irlandii i Irlandii Północnej do dnia 31 grudnia 2019 r.
2. W przypadku art. 14, 16, 17, 28, 32, 34–36, 44–49 oraz 54–57 niniejsze rozporządzenie stosuje się po upływie jednego roku od jego wejścia w życie.
Sporządzono w Brukseli dnia 23 listopada 2017 r.
(3) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE (Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 55).
(5) Rozporządzenie Komisji (UE) nr 543/2013 z dnia 14 czerwca 2013 r. w sprawie dostarczania i publikowania danych na rynkach energii elektrycznej, zmieniające załącznik I do rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 (Dz.U. L 163 z 15.6.2013, s. 1).
(6) Rozporządzenie Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiające wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (Dz.U. L 197 z 25.7.2015, s. 24).
(7) Rozporządzenie Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiające kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (Dz.U. L 112 z 27.4.2016, s. 1).
(8) Rozporządzenie Komisji (UE) 2016/1388 z dnia 17 sierpnia 2016 r. ustanawiające kodeks sieci dotyczący przyłączenia odbioru (Dz.U. L 223 z 18.8.2016, s. 10).
(9) Rozporządzenie Komisji (UE) 2016/1447 z dnia 26 sierpnia 2016 r. ustanawiające kodeks sieci określający wymogi dotyczące przyłączenia do sieci systemów wysokiego napięcia prądu stałego oraz modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego (Dz.U. L 241 z 8.9.2016, s. 1).
(10) Rozporządzenie Komisji (UE) 2016/1719 z dnia 26 września 2016 r. ustanawiające wytyczne dotyczące długoterminowej alokacji zdolności przesyłowych (Dz.U. L 259 z 27.9.2016, s. 42).
(11) Rozporządzenie Komisji (UE) 2017/2196 z dnia 24 listopada 2017 r. ustanawiające kodeks sieci dotyczący stanu zagrożenia i stanu odbudowy systemów elektroenergetycznych (zob. s. 54 niniejszego Dziennika Urzędowego).