• Rozporządzenie Ministra G...
  08.12.2021
Obserwuj akt

Rozdział 5. Zakres, warunki i sposób bilansowania systemu elektroenergetycznego oraz prowadzenia z użytkownikami tego systemu rozliczeń wynikających z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu

1.
Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego, bilansując system elektroenergetyczny, bierze pod uwagę zrównoważenie zapotrzebowania na energię elektryczną i jej wytwarzanie, ograniczenia sieciowe dostarczania energii elektrycznej, parametry techniczne jednostek wytwórczych oraz złożone oferty bilansujące.
2.
Oferty bilansujące przekazywane operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego przez wytwórców posiadających jednostki wytwórcze centralnie dysponowane dotyczą każdego okresu rozliczania niezbilansowania dla kolejnej doby.
3.
Składający ofertę bilansującą może zaktualizować ją co najmniej do czasu zamknięcia bramki dla rynku dnia bieżącego, o którym mowa w art. 59 rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego może nałożyć ograniczenia w zakresie aktualizacji ofert bilansujących zgodnie z art. 24 ust. 6 lub ust. 7 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania.
1.
Rozliczenia wynikające z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu prowadzi operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego.
2.
Dla prowadzenia rozliczeń, o których mowa w ust. 1, miejscem dostarczenia energii elektrycznej może być fizyczny punkt przyłączenia wyposażony w układ pomiarowo-rozliczeniowy lub suma tych punktów.
3.
Rozliczeń wynikających z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu, dla każdego miejsca jej dostarczania, dokonuje jeden podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe.
4.
Podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe przekazuje operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego informacje o umowach sprzedaży energii elektrycznej oraz ilości energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z tego systemu.
1.
Rozliczenia wynikające z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczanej i pobranej z systemu prowadzi się na podstawie:
1)
przekazanych informacji o ilości energii elektrycznej wynikającej z zawartych umów sprzedaży energii elektrycznej;
2)
zmierzonych ilości energii elektrycznej rzeczywiście wytworzonej lub pobranej z sieci;
3)
ilości energii elektrycznej wynikających z poleceń operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego dotyczących wykorzystania ofert bilansujących.
1a.
Na potrzeby rozliczenia z podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie handlowe z tytułu różnicy ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i 2, w zakresie, w jakim ta różnica nie wynika z poleceń operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, o których mowa w ust. 1 pkt 3, stosuje się cenę wyznaczoną jako odpowiadająca cenie swobodnego bilansowania, przy czym jeżeli suma ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 3, w zakresie użytym do równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię:
1)
jest ujemna (przekontraktowanie) – cena wyznaczana na potrzeby tego rozliczenia jest nie wyższa niż rynkowa cena energii elektrycznej;
2)
jest dodatnia (niedokontraktowanie) – cena wyznaczana na potrzeby tego rozliczenia jest nie niższa niż rynkowa cena energii elektrycznej.
2.
W rozliczeniach wynikających z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczanej i pobranej z systemu cenę za tę energię ustala się jako:
1)
sumę ceny wyznaczonej zgodnie z ust. 1a i składnika bilansującego – w przypadku energii elektrycznej pobranej z systemu przesyłowego elektroenergetycznego;
2)
różnicę między ceną wyznaczoną zgodnie z ust. 1a a składnikiem bilansującym – w przypadku energii elektrycznej dostarczonej do systemu przesyłowego elektroenergetycznego.
3.
Cenę swobodnego bilansowania, o której mowa w ust. 1a, określa się jako cenę krańcową wyznaczoną dla każdego okresu rozliczania niezbilansowania na podstawie ofert bilansujących dla swobodnego bilansowania.
4.
Wartość składnika bilansującego, o którym mowa w ust. 2, określa się na podstawie różnicy pomiędzy średnią ceną energii elektrycznej na rynku energii elektrycznej, z wyłączeniem centralnego mechanizmu bilansowania handlowego, oraz średnią ceną swobodnego bilansowania, przyjmując, że wartość tego składnika może być:
1)
większa od zera, jeżeli dla zapewnienia warunków konkurencji na rynku energii elektrycznej lub bezpieczeństwa pracy krajowego systemu elektroenergetycznego jest wymagane tworzenie zachęt ekonomicznych, dla podmiotów uczestniczących w rynku energii elektrycznej, do bilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu w ramach umów sprzedaży energii elektrycznej zawieranych przez te podmioty;
2)
równa zero, jeżeli nie występuje potrzeba tworzenia zachęt ekonomicznych, o których mowa w pkt 1.
5.
W zakresie jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych rozliczeń wynikających z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu dokonuje się na podstawie cen swobodnego bilansowania.
5a.
W rozliczeniach, o których mowa w ust. 5, nie uwzględnia się ilości energii elektrycznej dostarczonej oraz pobranej przez jednostki wytwórcze centralnie dysponowane:
1)
gdy praca tych jednostek odbywa się bez polecenia operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego; do rozliczenia tej energii stosuje się ceny ustalone w sposób określony w ust. 2;
2)
w przypadku, o którym mowa w ust. 6.
6.
W przypadku gdy praca jednostki wytwórczej centralnie dysponowanej odbywa się na polecenie operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego ze względów innych niż swobodne bilansowanie, rozliczeń wynikających z pracy tej jednostki w następstwie wykonania tego polecenia dokonuje się na podstawie:
1)
cen wymuszonej dostawy energii elektrycznej, zwanych dalej „CWD”,
2)
cen wymuszonego odbioru energii elektrycznej, zwanych dalej „CWO”,
3)
cen uruchomienia, zwanych dalej „CU”
– ustalonych zgodnie z § 21a w umowie o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej.
6a.
W rozliczeniach z tytułu energii elektrycznej dostarczonej do systemu w celu usunięcia ograniczeń, o których mowa w § 24 ust. 5, jako cenę za tę energię stosuje się niższą z cen:
1)
cenę średnią z CWD i CWO pomniejszoną o koszt, o którym mowa w § 21a ust. 1 pkt 2;
2)
cenę swobodnego bilansowania.
6b.
W przypadku energii elektrycznej odebranej z systemu przez magazyn energii elektrycznej w celu usunięcia ograniczeń, o których mowa w § 24 ust. 5, jako cenę za tę energię stosuje się wyższą z cen, o których mowa w ust. 6a pkt 1 i 2.
7.
(uchylony)
8.
(uchylony)
9.
(uchylony)
10.
(uchylony)
11.
(uchylony)
1.
CWD dla jednostki wytwórczej wyznacza się na podstawie:
1)
kosztu paliwa podstawowego wyznaczonego zgodnie z ust. 3, pomnożonego przez 1,05;
2)
jednostkowego kosztu uprawnień do emisji dwutlenku węgla wyznaczonego na podstawie aktualnej wartości rynkowej uprawnień do emisji w rozumieniu art. 3 pkt 22 ustawy z dnia 12 czerwca 2015 r. o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (Dz. U. z 2020 r. poz. 136 i 284) oraz kosztów zmiennych zakupu tych uprawnień przez pośredników;
3)
współczynnika przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną, wyznaczonego na podstawie potwierdzonej niezależną ekspertyzą charakterystyki zużycia energii chemicznej w paliwie w funkcji generowanej mocy elektrycznej, ustalonego dla co najmniej jednego i co najwyżej dziesięciu przedziałów mocy, przy czym:
a) dla jednostki wytwórczej opalanej paliwem gazowym współczynnik ten może być korygowany w związku ze zmianą temperatury otoczenia,
b) ustalone przedziały mocy nie mogą wykraczać poza zakres parametrów technicznych jednostki wytwórczej;
4)
jednostkowego wskaźnika emisyjności paliwa podstawowego w zakresie dwutlenku węgla;
5)
wysokości wsparcia, o którym mowa w ust. 6;
6)
pozostałych kosztów zmiennych wytwarzania pomnożonych przez 1,05.
2.
CWD ma wartość nie mniejszą niż zero.
3.
Koszt, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, wyznacza się na podstawie:
1)
w przypadku jednostki wytwórczej wykorzystującej jako paliwo podstawowe gaz ziemny:
a) kosztu zmiennego paliwa gazowego wyznaczonego według ceny rynku dnia następnego na giełdzie towarowej, na której jest wykonywany obowiązek określony w art. 49b minimalny limit sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego przez przedsiębiorstwo energetyczne ust. 1 ustawy, wyznaczonej dla doby gazowej, której dotyczyło polecenie,
b) uśrednionego kosztu zamówienia mocy umownej dla dostaw paliwa gazowego, obliczonego jako opłata roczna za moc zamówioną, wynikająca z taryfy operatora systemu gazowego odniesiona do ilości energii elektrycznej wyprodukowanej w roku gazowym, który zakończył się w poprzednim roku kalendarzowym,
c) środków na pokrycie kosztów wynikających z niezbilansowania w systemie gazowym oraz niezgodności ilości pobranego paliwa gazowego z ilością wynikającą z nominacji złożonej operatorowi systemu gazowego, wynoszących 10% kosztu paliwa wyznaczonego zgodnie z lit. a;
2)
w przypadku jednostki wytwórczej cieplnej wykorzystującej jako paliwo podstawowe węgiel brunatny – jednostkowego zmiennego kosztu wytworzenia paliwa oraz jednostkowego kosztu transportu paliwa, wynikających z ksiąg rachunkowych wytwórcy;
3)
w przypadku jednostki wytwórczej innej niż wymieniona w pkt 1 i 2 – kosztu zakupu paliwa oraz jednostkowego kosztu jego transportu i składowania.
4.
Koszty, o których mowa w ust. 1 pkt 6, wyznacza się na podstawie:
1)
jednostkowych kosztów gospodarczego korzystania ze środowiska, zagospodarowania odpadów paleniskowych i ubocznych produktów spalania;
2)
jednostkowych kosztów materiałów eksploatacyjnych, chemikaliów, smarów oraz składników wykorzystywanych w procesach technologicznych niezbędnych do spełnienia norm dotyczących emisji zanieczyszczeń.
5.
CWO wyznacza się na podstawie kosztów określonych w ust. 1, przy czym:
1)
w przypadku jednostki wytwórczej opalanej gazem ziemnym nie uwzględnia się składnika, o którym mowa w ust. 3 pkt 1 lit. b;
2)
koszty, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i 6, mnoży się przez 0,95.
6.
Wysokość wsparcia:
1)
dla jednostki wytwórczej stanowiącej instalację odnawialnego źródła energii w rozumieniu art. 2 pkt 13 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2020 r. poz. 261, 284, 568, 695, 1086 i 1503) wyznacza się jako:
a) kwotę wynikającą z prawa do pokrycia ujemnego salda w przypadku, gdy w odniesieniu do tej jednostki wytwórczej wytwórcy przysługuje prawo do pokrycia ujemnego salda w rozumieniu ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, albo
b) kwotę, o której mowa w art. 70e ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, w przypadku instalacji wytwórczych, o których mowa w art. 70a ust. 1 lub 2 tej ustawy, albo
c) wartość rynkową praw majątkowych wynikających ze świadectwa pochodzenia w rozumieniu ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii w przypadku, gdy w odniesieniu do tej jednostki wytwórczej wytwórcy przysługuje prawo do uzyskania świadectw pochodzenia, oraz koszty zmienne ich zakupu lub zbycia przez pośredników;
2)
dla jednostki wytwórczej wytwarzającej energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji wyznacza się jako jednostkową wysokość otrzymywanej premii gwarantowanej, premii gwarantowanej indywidualnej, premii kogeneracyjnej albo premii kogeneracyjnej indywidualnej w rozumieniu ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. z 2020 r. poz. 250 i 843);
3)
odejmuje się od kosztów wytwarzania przy wyznaczaniu CWD i CWO.
7.
Dla magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej:
1)
CWD i CWO dla danej doby wyznacza się na podstawie:
a) średniej arytmetycznej z 4 najwyższych w danej dobie rynkowych cen energii elektrycznej oraz
b) średniej arytmetycznej z 6 najniższych w danej dobie rynkowych cen energii elektrycznej, podzielonej przez współczynnik sprawności magazynu lub elektrowni szczytowo-pompowej wyznaczany na podstawie wielkości energii elektrycznej pobranej z sieci i ponownie wprowadzonej do sieci elektroenergetycznej w ramach cyklu ładowania magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej w poprzednim kwartale, a w przypadku pierwszego kwartału pracy – znamionową wartość współczynnika sprawności magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej;
2)
CWD i CWO wyznacza się z uwzględnieniem kierunku zmiany stanu naładowania magazynu spowodowanego zmianą wielkości wytwarzania lub odbioru energii elektrycznej na polecenie operatora systemu przesyłowego, o którym mowa w § 21 ust. 6, w danej dobie:
a) jako większą z cen wyznaczonych zgodnie z pkt 1 lit. a i b – w przypadku zmniejszenia stanu naładowania magazynu,
b) jako mniejszą z cen wyznaczonych zgodnie z pkt 1 lit. a i b – w przypadku innym niż określony w lit. a;
3)
CWD jest równe cenie wyznaczonej zgodnie z pkt 1 i 2 zwiększonej o 5% średniej z wartości bezwzględnych rynkowych cen energii elektrycznej z danej doby;
4)
CWO jest równe cenie wyznaczonej zgodnie z pkt 1 i 2 zmniejszonej o 5% średniej z wartości bezwzględnych rynkowych cen energii elektrycznej z danej doby;
5)
w rozliczeniach wynikających z dostawy albo odbioru energii elektrycznej w następstwie polecenia operatora systemu przesyłowego, o którym mowa w § 21 ust. 6:
a) jeśli wykonanie polecenia polegało na oddawaniu energii elektrycznej do sieci – CWD i CWO wyznaczone zgodnie z pkt 3 lub pkt 4 stosuje się wprost,
b) jeśli wykonanie polecenia polegało na poborze energii elektrycznej w celu ładowania magazynu lub na potrzeby pompowania elektrowni szczytowo-pompowej – CWD i CWO wyznaczone zgodnie z pkt 3 lub pkt 4:
– mnoży się przez współczynnik sprawności tego magazynu lub elektrowni szczytowo-pompowej,
– obniża się o uśredniony koszt zamówienia mocy umownej dla dostaw energii elektrycznej, obliczony jako opłata roczna za moc umowną wynikająca z taryfy operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego odniesiona do ilości energii elektrycznej wyprodukowanej w roku obowiązywania taryfy, który zakończył się w poprzednim roku kalendarzowym;
6)
ceny wyznaczone zgodnie z pkt 5 uwzględniają ponadto koszty, o których mowa w ust. 4 pkt 1 i 2:
a) pomnożone przez 1,05 w przypadku CWD dla kierunku wytwarzania energii elektrycznej oraz CWO dla kierunku ładowania energii elektrycznej,
b) pomnożone przez 0,95 w przypadku CWO dla kierunku wytwarzania energii elektrycznej oraz CWD dla kierunku ładowania energii elektrycznej.
8.
CU wyznacza się dla jednostki wytwórczej cieplnej, uwzględniając różne stany cieplne tej jednostki, na podstawie kosztu pojedynczego uruchomienia tej jednostki obejmującego poniesione od momentu rozpoczęcia uruchomienia jednostki wytwórczej do momentu osiągnięcia mocy minimum technicznego koszty:
1)
paliwa podstawowego, wyznaczone zgodnie z ust. 3, z zastrzeżeniem że dla jednostki wytwórczej wykorzystującej jako paliwo podstawowe gaz ziemny składnik, o którym mowa w ust. 3 pkt 1 lit. a, wyznacza się jako średnią arytmetyczną cenę paliwa gazowego z rynku dnia następnego na giełdzie towarowej z zakończonego kwartału, na której to giełdzie jest wykonywany obowiązek określony w art. 49b minimalny limit sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego przez przedsiębiorstwo energetyczne ust. 1 ustawy,
2)
paliwa pomocniczego,
3)
gospodarczego korzystania ze środowiska, zagospodarowania odpadów paleniskowych i ubocznych produktów spalania,
4)
wody zdemineralizowanej,
5)
pary wodnej wykorzystanej na potrzeby uruchomienia jednostki wytwórczej,
6)
energii elektrycznej pobranej z systemu elektroenergetycznego na pokrycie potrzeb własnych uruchamianej jednostki wytwórczej,
7)
emisji dwutlenku węgla, wyznaczone zgodnie z ust. 1 pkt 2
– przy czym w ramach kosztu uruchomienia jednostki wytwórczej nie uwzględnia się kosztów zmiennych wytwarzania energii elektrycznej podczas uruchamiania tej jednostki.
9.
Rozliczenia, o których mowa w ust. 8, dotyczą zrealizowanego uruchomienia jednostki wytwórczej, z wyłączeniem wykonanych uruchomień:
1)
na wniosek wytwórcy;
2)
po postoju jednostki wytwórczej zgłoszonym przez wytwórcę;
3)
po awarii jednostki wytwórczej spowodowanej przyczynami innymi niż zakłócenie pracy sieci nienależących do wytwórcy.
10.
Wytwórca podaje operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub aktualizuje:
1)
w ciągu 50 dni od zakończenia każdego kwartału kalendarzowego:
a) koszty określone w ust. 3 pkt 2 lub pkt 3,
b) koszty określone w ust. 4 pkt 1 i 2,
c) koszty określone w ust. 8
– na podstawie wykonania kosztów kwalifikowanych za poprzedni kwartał kalendarzowy;
2)
w ciągu kwartału od zakończenia każdego roku:
a) wielkości określone w ust. 1 pkt 3,
b) wysokość wsparcia określoną w ust. 1 pkt 5
– na podstawie wykonania za poprzedni rok;
3)
niezwłocznie w przypadku zmiany:
a) wielkości określonej w ust. 1 pkt 3 i 4,
b) decyzji lub postanowienia Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w zakresie przysługującego wsparcia, o którym mowa w ust. 1 pkt 5;
4)
przed zawarciem umowy o świadczenie usług przesyłania w zakresie, w jakim umożliwia ona aktywne uczestnictwo w bilansowaniu systemu lub umowy dotyczącej świadczenia usług systemowych oraz w ciągu miesiąca od zakończenia każdego roku:
a) informacje o przysługującym prawie do pokrycia ujemnego salda w rozumieniu ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, przy czym o utracie tego prawa wytwórca informuje niezwłocznie,
b) cenę sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł energii, podaną w ofercie wytwórcy, który wygrał aukcję w rozumieniu ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii,
c) stałą cenę zakupu wyznaczoną zgodnie z art. 70e ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii dla instalacji, o których mowa w art. 70a ust. 1 lub 2 tej ustawy.
11.
Posiadacz magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej podaje operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego:
1)
współczynnik sprawności cyklu ładowania magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej:
a) przed zawarciem umowy o świadczenie usług przesyłania w zakresie, w jakim umożliwia ona aktywne uczestnictwo w bilansowaniu systemu,
b) przed zawarciem umowy dotyczącej świadczenia usług systemowych,
c) w ciągu 50 dni od zakończenia każdego kwartału kalendarzowego oraz
d) niezwłocznie w przypadku każdej zmiany;
2)
wysokość opłaty za usługi przesyłania lub dystrybucji, której wysokość zależy od ilości energii elektrycznej pobranej z sieci – niezwłocznie w przypadku każdej zmiany;
3)
koszty, o których mowa w ust. 4 – w ciągu 50 dni od zakończenia każdego kwartału kalendarzowego.
12.
Dla jednostki grafikowej aktywnie uczestniczącej w bilansowaniu systemu reprezentującej więcej niż jedną jednostkę wytwórczą lub magazyn energii elektrycznej:
1)
CWD wyznacza się jako najniższą, a CWO jako najwyższą z cen wyznaczonych zgodnie z przepisami ust. 1–7 i 9–11 dla każdej z jednostek wytwórczych lub magazynów energii elektrycznej reprezentowanych w tej jednostce grafikowej;
2)
nie wyznacza się CU.
1.
Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego:
1)
umożliwia, na zasadzie równoprawnego traktowania, tworzenie jednostek grafikowych reprezentujących zasoby danego rodzaju, w tym jednostki wytwórcze lub grupy jednostek wytwórczych, a także moduły parków energii lub grupy tych modułów;
2)
prowadzi rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu dla wszystkich zasobów reprezentowanych w jednostkach grafikowych.
2.
Jednostka grafikowa aktywnie uczestnicząca w bilansowaniu systemu może składać się z dowolnej liczby zasobów danego rodzaju, zgodnie z zasadami określonymi w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania, przy czym:
1)
w jednostce grafikowej mogą być reprezentowane:
a) jednostka wytwórcza lub magazyn energii elektrycznej o mocy elektrycznej osiągalnej co najmniej 1 MW,
b) grupa jednostek wytwórczych lub magazynów energii elektrycznej o łącznej mocy elektrycznej osiągalnej co najmniej 1 MW,
c) moduł parku energii o mocy elektrycznej zainstalowanej co najmniej 1 MW,
d) grupa modułów parku energii o łącznej mocy elektrycznej zainstalowanej co najmniej 1 MW, albo
e) grupa urządzeń lub instalacji odbiorczych lub instalacja odbiorcza o łącznej mocy przyłączeniowej co najmniej 1 MW posiadająca zdolność do zmiany poboru energii elektrycznej w odpowiedzi na polecenia operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego;
2)
wszystkie zasoby reprezentowane w jednostce grafikowej muszą być przyłączone w ramach jednego węzła sieci przesyłowej, sieci elektroenergetycznej o napięciu 110 kV lub węzła łączącego sieć o napięciu 110 kV z siecią średniego napięcia;
3)
aktywne uczestnictwo w bilansowaniu systemu dotyczy wszystkich zasobów reprezentowanych w jednostce grafikowej.
3.
Oferty bilansujące składane przez:
1)
wytwórcę w odniesieniu do jednostki wytwórczej centralnie dysponowanej – dotyczą całej mocy dyspozycyjnej tej jednostki;
2)
posiadacza innego niż określony w pkt 1 zasobu reprezentowanego w jednostce grafikowej aktywnie uczestniczącej w bilansowaniu systemu – dotyczą całości mocy dyspozycyjnej lub części tej mocy na zasadach określonych w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania.
4.
W warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego może określić zakres, w jakim przepisy § 19 ust. 1 i 2, § 21 ust. 5–6a oraz § 24 ust. 5 i § 34 stosuje się do innych niż jednostki wytwórcze centralnie dysponowane lub jednostki wytwórcze, o których mowa w art. 9c zakres odpowiedzialności operatora systemu ust. 2 pkt 6 ustawy, zasobów reprezentowanych w jednostkach grafikowych aktywnie uczestniczących w bilansowaniu systemu, biorąc pod uwagę możliwości techniczne oraz równoprawne traktowanie tych zasobów.
Szukaj: Filtry
Ładowanie ...