Historia zmian - 7 listopada 2026
o rynku mocy
Data oznacza dzień, w którym PrawMi wykryło zmianę w tekście jednolitym ISAP - może różnić się od daty wejścia w życie nowelizacji.
PoPrzed
Art. 101.
zmienionyDotychczasowe przepisy wykonawcze wydane na podstawie
art. 53 ust. 4 ustawy zmienianej w art. 898) zachowują moc do dnia wejścia w życie
przepisów wykonawczych wydanych na podstawie art. 53 ust. 4 ustawy zmienianej
w art. 898), w brzmieniu nadanym niniejszą ustawą, jednak nie dłużejniedłużej niż 24 miesiące
od dnia wejścia w życie niniejszej ustawy i mogą być zmieniane w tym okresie.
Art. 102.
zmienionyDotychczasowe przepisy wykonawcze wydane na podstawie
art. 34 ust. 3 ustawy zmienianej w art. 867) zachowują moc do dnia wejścia w życie
przepisów wykonawczych wydanych na podstawie art. 34 ust. 6 ustawy zmienianej
w art. 867), w brzmieniu nadanym niniejszą ustawą, jednak nie dłużejniedłużej niż przez okres
12 miesięcy od dnia wejścia w życie niniejszej ustawy.
Art. 103.
zmienionyRada Ministrów, nie późniejniepóźniej niż w 2024 r., na podstawie analiz
bilansowych krajowego systemu elektroenergetycznego i oceny stopnia rozwoju
rynku energii, dokona oceny funkcjonowania rynku mocy i przedłoży Sejmowi
Rzeczypospolitej Polskiej informację o skutkach jej obowiązywania wraz
z propozycjami zmian rynku mocy albo zniesienia rynku mocy.
W przypadku zniesienia rynku mocy lub zaprzestania organizowania aukcji
mocy w przypadku, o którym mowa w ust. 1, zawarte umowy mocowe zachowują
moc i podlegają wykonaniu.
Art. 39.
zmienionyW przypadku gdy aukcja mocy została przeprowadzona
z naruszeniem przepisów ustawy lub warunków aukcji, lub uczestnik dopuścił się
zachowania niezgodnego z przepisami prawa lub regulaminem rynku mocy, o którym
mowa w art. 83:
jeżeli miało to istotny wpływ na wynik aukcji – Prezes URE, w drodze decyzji,
unieważnia aukcję mocy,
minister właściwy do spraw energii lub Prezes URE może, w drodze decyzji,
unieważnić aukcję mocy
– w terminie do 14 dni od dnia zakończenia aukcji mocy.
W przypadku gdy wykonanie umów mocowych zawartych w wyniku aukcji
będzie stanowiło zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw energii, minister właściwy do
spraw energii, nie późniejniepóźniej niż 14 dni od dnia zakończenia aukcji mocy może, w drodze
decyzji, unieważnić aukcję mocy.
W przypadku stwierdzenia braku przesłanek do wydania przez ministra
właściwego do spraw energii decyzji na podstawie ust. 1 pkt 2 lub ust. 2
w przedmiocie unieważnienia aukcji mocy minister właściwy do spraw energii
informuje o tym niezwłocznie Prezesa URE.
Prezes URE ogłasza ostateczne wyniki aukcji mocy w Biuletynie Informacji
Publicznej na swojej stronie podmiotowej, nie późniejniepóźniej niż w pierwszym dniu roboczym
następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy.
Jeżeli aukcja mocy zostanie unieważniona z przyczyn określonych w ust. 1 lub
2, minister właściwy do spraw energii ogłasza termin przeprowadzenia nowej aukcji
mocy w terminie 14 dni od dnia wydania decyzji o unieważnieniu aukcji. Certyfikaty
wydane przed unieważnioną aukcją mocy zachowują ważność i stanowią podstawę
dopuszczenia do udziału w nowej aukcji.
Art. 16.
zmienionyDostawca mocy może złożyć wniosek o utworzenie jednostki rynku
mocy składającej się z:
jednostki fizycznej wytwórczej o mocy osiągalnej netto nie mniejszej niż 2 MW;
grupy jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych, których łączna moc
osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej
niż 50 MW;
grupy składającej się z co najmniej jednej jednostki fizycznej redukcji
zapotrzebowania i co najmniej jednej jednostki redukcji zapotrzebowania
planowanej, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie
mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW.
jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania o mocy osiągalnej redukcji
zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;
grupy jednostek fizycznych wytwórczych, których łączna moc osiągalna netto
wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW, a maksymalna moc
osiągalna netto pojedynczej jednostki fizycznej w grupie tych jednostek jest nie
większa niż 10 MW;
grupy jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, których łączna moc
osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej
niż 50 MW;
jednej jednostki fizycznej zagranicznej wytwórczej o mocy osiągalnej netto nie
mniejszej niż 2 MW;
jednej jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania o mocy
osiągalnej redukcji zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;
grupy jednostek fizycznych zagranicznych wytwórczych, których łączna moc
osiągalna netto wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW,
a maksymalna moc osiągalna netto pojedynczej jednostki fizycznej w grupie
tych jednostek jest nie większa niż 10 MW;
grupy jednostek fizycznych zagranicznych redukcji zapotrzebowania, których
łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz
nie więcej niż 50 MW;
jednej jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej o mocy osiągalnej
redukcji zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;
W skład jednostki rynku mocy na dany rok dostaw nie może wchodzić
jednostka fizyczna:
w odniesieniu do której wytwórcy energii elektrycznej z odnawialnych źródeł
energii będzie w danym roku dostaw przysługiwało prawo do pokrycia ujemnego
salda, o którym mowa w art. 93 ust. 2 pkt 3 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r.
o odnawialnych źródłach energii, inna niż:
instalacja spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy
z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii lub
układ hybrydowy w rozumieniu art. 2 pkt 34 ustawy z dnia 20 lutego
2015 r. o odnawialnych źródłach energii;
w odniesieniu do której wytwórca energii elektrycznej z odnawialnych źródeł
energii, dla danego okresu dostaw, będzie składał wniosek o wydanie świadectw
pochodzenia w rozumieniu ustawy wymienionej w pkt 1, inna niż:
instalacja spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy
wymienionej w pkt 1 lub
układ hybrydowy w rozumieniu art. 2 pkt 34 ustawy wymienionej w pkt 1;
w odniesieniu do której wytwórca lub odbiorca energii elektrycznej będzie
w danym roku świadczył na rzecz operatora usługę określoną w instrukcji,
o której mowa w art. 9g ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne,
o charakterze świadczenia i wynagradzania zbliżonym do obowiązku mocowego
na rynku mocy;
w odniesieniu do której wytwórcy energii elektrycznej z odnawialnych źródeł
energii będzie w danym roku dostaw przysługiwało prawo do pokrycia ujemnego
salda, o którym mowa w art. 40 ust. 1 pkt 3 ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o
promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych
(Dz. U. z 2025 r. poz. 498);
(uchylony)
w skład której wchodzi jednostka wytwórcza, która w roku dostaw nie będzie
spełniała limitu emisji i rozpoczęła produkcję komercyjną nie wcześniejniemniejszej niż 2 MW;
grupy jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych, których łączna moc
osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi niemniej niż 2 MW, lecz niewięcej
niż 50 MW;
grupy składającej się z co najmniej jednej jednostki fizycznej redukcji
zapotrzebowania i co najmniej jednej jednostki redukcji zapotrzebowania
planowanej, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi
niemniej niż 2 MW, lecz niewięcej niż 50 MW.
jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania o mocy osiągalnej redukcji
zapotrzebowania niemniejszej niż 2 MW;
grupy jednostek fizycznych wytwórczych, których łączna moc osiągalna netto
wynosi niemniej niż 2 MW, lecz niewięcej niż 50 MW, a maksymalna moc
osiągalna netto pojedynczej jednostki fizycznej w grupie tych jednostek jest
niewiększa niż 10 MW;
grupy jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, których łączna moc
osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi niemniej niż 2 MW, lecz niewięcej
niż 50 MW;
jednej jednostki fizycznej zagranicznej wytwórczej o mocy osiągalnej netto
niemniejszej niż 2 MW;
jednej jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania o mocy
osiągalnej redukcji zapotrzebowania niemniejszej niż 2 MW;
grupy jednostek fizycznych zagranicznych wytwórczych, których łączna moc
osiągalna netto wynosi niemniej niż 2 MW, lecz niewięcej niż 50 MW,
a maksymalna moc osiągalna netto pojedynczej jednostki fizycznej w grupie
tych jednostek jest niewiększa niż 10 MW;
grupy jednostek fizycznych zagranicznych redukcji zapotrzebowania, których
łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi niemniej niż 2 MW, lecz
niewięcej niż 50 MW;
jednej jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej o mocy osiągalnej
redukcji zapotrzebowania niemniejszej niż 2 MW;
W skład jednostki rynku mocy na dany rok dostaw nie może wchodzić
jednostka fizyczna:
w odniesieniu do której wytwórcy energii elektrycznej z odnawialnych źródeł
energii będzie w danym roku dostaw przysługiwało prawo do pokrycia ujemnego
salda, o którym mowa w art. 93 ust. 2 pkt 3 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r.
o odnawialnych źródłach energii, inna niż:
instalacja spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy
z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii lub
układ hybrydowy w rozumieniu art. 2 pkt 34 ustawy z dnia 20 lutego
2015 r. o odnawialnych źródłach energii;
w odniesieniu do której wytwórca energii elektrycznej z odnawialnych źródeł
energii, dla danego okresu dostaw, będzie składał wniosek o wydanie świadectw
pochodzenia w rozumieniu ustawy wymienionej w pkt 1, inna niż:
instalacja spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy
wymienionej w pkt 1 lub
układ hybrydowy w rozumieniu art. 2 pkt 34 ustawy wymienionej w pkt 1;
w odniesieniu do której wytwórca lub odbiorca energii elektrycznej będzie
w danym roku świadczył na rzecz operatora usługę określoną w instrukcji,
o której mowa w art. 9g ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne,
o charakterze świadczenia i wynagradzania zbliżonym do obowiązku mocowego
na rynku mocy;
w odniesieniu do której wytwórcy energii elektrycznej z odnawialnych źródeł
energii będzie w danym roku dostaw przysługiwało prawo do pokrycia ujemnego
salda, o którym mowa w art. 40 ust. 1 pkt 3 ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o
promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych
(Dz. U. z 2025 r. poz. 498 i 1535 oraz z 2026 r. poz. 516);
(uchylony)
w skład której wchodzi jednostka wytwórcza, która w roku dostaw nie będzie
spełniała limitu emisji i rozpoczęła produkcję komercyjną niewcześniej niż
w dniu 4 lipca 2019 r. – w przypadku certyfikacji do aukcji głównej oraz do
aukcji dodatkowych;
zagraniczna, w odniesieniu do której dostawca mocy będzie w roku dostaw
korzystał z odpowiedniego systemu wsparcia wytwarzania energii ze źródeł
odnawialnych lub wysokosprawnej kogeneracji.
Prezes URE ogłasza w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie
podmiotowej wykaz usług, o których mowa w ust. 2 pkt 3, i aktualizuje go
niezwłocznie w przypadku zmiany instrukcji, o której mowa w art. 9g ustawy z dnia
10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, dotyczącej tych usług.
W trakcie certyfikacji do aukcji mocy operator tworzy jednostki rynku mocy
składające się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego i wpisuje je do
rejestru.
Art. 81.
zmienionyOd decyzji Prezesa URE wydanych na podstawie niniejszej ustawy,
stronie służy odwołanie do Sądu Okręgowego w Warszawie – sądu ochrony
konkurencji i konsumentów, w terminie 14 dni od dnia jej doręczenia.
Postępowanie w sprawie odwołania od decyzji Prezesa URE toczy się według
przepisów ustawy z dnia 17 listopada 1964 r. – Kodeks postępowania cywilnego
(Dz. U. z 20242026 r. poz. 1568468, 473, 830, 1003 i 1841)1046) o postępowaniu w sprawach
z zakresu regulacji energetyki.
Art. 9.
zmienionyW aukcji wstępnej uczestnik aukcji, po ustanowieniu zabezpieczenia
finansowego na rzecz operatora, składa ofertę obowiązku mocowego na rynku mocy.
Prezes URE może żądać od operatora przedstawienia cen ofert z aukcji
wstępnych, z zachowaniem przepisów o ochronie informacji niejawnych i innych
informacji prawnie chronionych.
Prawa wynikające z oferty przyjętej w aukcji wstępnej nie mogą zostać
przeniesione na inną osobę.
Oferta, o której mowa w ust. 1, zawiera:
cenę w złotych za 1 kW;
wielkość oferowanej mocy w MW – nie mniejsząniemniejszą niż 2 MW;
jednostkowy wskaźnik emisji dwutlenku węgla;
informację, czy uczestnik aukcji wstępnej zgadza się na przyjęcie oferty części
oferowanej mocy.
Oferent może złożyć w trakcie jednej aukcji wstępnej więcej niż jedną ofertę,
z zastrzeżeniem, że suma wielkości mocy w złożonych przez niego ofertach nie może
być większa niż dopuszczalna wielkość wynikająca z ustanowionego zabezpieczenia.
W przypadku gdy wielkość złożonych przez danego oferenta ofert przekracza
wielkość wynikającą z ustanowionego zabezpieczenia, ważne oferty danego oferenta
wybiera się, stosując odpowiednio przepisy ust. 4 i 5.
Po upływie czasu na składanie ofert złożone oferty szereguje się od najtańszej
do najdroższej, a w przypadku ofert z jednakową ceną – od oferty z najniższym
jednostkowym wskaźnikiem emisji dwutlenku węgla, a następnie począwszy od oferty
najtańszej przyjmuje się oferty, których łączna wielkość mocy jest nie większaniewiększa niż
wielkość parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7, dla aukcji głównej lub
aukcji dodatkowej albo wielkość parametru, o którym mowa w art. 34a ust. 1 pkt 4,
dla aukcji uzupełniającej.
Jeżeli ostatnia oferta, której wybranie wraz z ofertami, o których mowa
w ust. 4, spowodowałoby, że łączna wielkość mocy byłaby większa niż wielkość
parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7, dla aukcji głównej lub aukcji
dodatkowej albo wielkość parametru, o którym mowa w art. 34a ust. 1 pkt 4, dla
aukcji uzupełniającej, a oferta ta jest:
podzielna – ofertę przyjmuje się w części odpowiadającej różnicy między
wielkością parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7, dla aukcji głównej
lub aukcji dodatkowej albo wielkością parametru, o którym mowa w art. 34a
ust. 1 pkt 4, dla aukcji uzupełniającej a sumą wielkości mocy w pozostałych
wybranych ofertach;
niepodzielna – ofertę odrzuca się.
W przypadku, o którym mowa w ust. 5 pkt 2, rozpatruje się kolejną ofertę,
stosując przepis ust. 4 odpowiednio, z zastrzeżeniem, że jeżeli ta oferta również jest
niepodzielna, nie rozpatruje się kolejnych ofert.
Aukcja wstępna kończy się wpisem wybranych ofert do rejestru. Wpis do
rejestru uprawnia uczestnika aukcji wstępnej do złożenia wniosku o wydanie
certyfikatu dopuszczającego do udziału w najbliższej aukcji głównej, aukcjach
dodatkowych, aukcji uzupełniającej lub rynku wtórnym, na zasadach określonych
w art. 17 ust. 3 i 4.
W terminie 7 dni od dnia zakończenia aukcji wstępnej operator informuje
uczestnika aukcji wstępnej o przyjęciu lub odrzuceniu złożonej przez niego oferty.
Operator publikuje wyniki aukcji wstępnej w terminie 5 dni roboczych od dnia
zakończenia aukcji mocy, której dotyczyła dana aukcja wstępna.
Art. 74.
zmienionyCałkowity koszt rynku mocy w danym roku, na potrzeby kalkulacji
stawek opłaty mocowej, oblicza się zgodnie ze wzorem:
KC = KAG + KAD + KR − B
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
KC – całkowity koszt rynku mocy w danym roku,
KAG – sumę iloczynów obowiązków mocowych wynikających z umów
mocowych zawartych w toku aukcji głównych i aukcji dogrywkowych
obejmujących dany rok i ich cen, uwzględniających coroczne
waloryzacje tych cen obowiązku mocowego dla wieloletnich umów
mocowych, o których mowa w art. 60 ust. 4, oraz pomniejszenia
wynagrodzeń, o których mowa w art. 62 ust. 1,
KAD – sumę iloczynów obowiązków mocowych i odpowiednich cen
zamknięcia aukcji dodatkowych na dany rok,
KR – koszty, o których mowa w art. 77 ust. 3 i 4,
B – prognozowany stan środków pieniężnych na rachunku opłaty
mocowej na dzień 31 grudnia roku ustalania stawek opłaty mocowej, bez
uwzględniania wpływów z kar za niewykonanie obowiązku mocowego
w danym roku.
Koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych jest równy kosztowi
całkowitemu rynku mocy, o którym mowa w ust. 1.
Stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych Prezes URE kalkuluje,
uwzględniając koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych oraz ilości energii
elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią bezpośrednią, i zużytej przez tych
odbiorców w wybranych godzinach doby, o których mowa w ust. 4 pkt 2,
z uwzględnieniem art. 70a i art. 89a, zgodnie z wzorem:
SOM = KP
AK1 ∙ ZK1 + AK2 ∙ ZK2 + AK3 ∙ ZK3 + ZK4
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
SOM – stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych,
KP – koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych, odpowiednio dla roku lub
kwartału,
AK1 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców
końcowych K1,
ZK1 – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią
bezpośrednią, i zużytej przez odbiorców końcowych K1 w godzinach,
o których mowa w ust. 4 pkt 2,
AK2 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców
końcowych K2,
ZK2 – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią
bezpośrednią, i zużytej przez odbiorców końcowych K2 w godzinach,
o których mowa w ust. 4 pkt 2,
AK3 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców
końcowych K3,
ZK3 – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią
bezpośrednią, i zużytej przez odbiorców końcowych K3 w godzinach,
o których mowa w ust. 4 pkt 2,
ZK4 – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią
bezpośrednią, i zużytej przez odbiorców końcowych K4 w godzinach,
o których mowa w ust. 4 pkt 2.
Ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 11 i w art. 89b ust. 2,
pobranej z sieci lub dostarczonej linią bezpośrednią, i zużytej przez odbiorców
końcowych K1–K4, w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2, wyznacza się na
podstawie danych dotyczących roku poprzedzającego rok ustalania stawek opłaty
mocowej przy uwzględnieniu zasad podziału odbiorców końcowych na grupy K1–K4,
które będą obowiązywały w roku, dla którego wyznaczane są stawki opłaty mocowej.
W kalkulacji całkowitego kosztu rynku mocy w danym roku, o której mowa
w ust. 1, uwzględnia się dotychczas dokonane waloryzacje cen obowiązków
mocowych oraz waloryzację cen obowiązków mocowych dla wieloletnich umów
mocowych, która zostanie dokonana w odniesieniu do obowiązków mocowych
obejmujących rok, na który są wyznaczane stawki opłaty mocowej, z wykorzystaniem
średniorocznego wskaźnika cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem, okreś-
lonego w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym
w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski”, dla roku
poprzedzającego rok ustalania stawek opłaty mocowej.
Prezes URE kalkuluje stawki opłaty mocowej na lata przypadające po
zakończeniu ostatniego okresu dostaw wynikającego z umów mocowych, nie dłużejSOM – stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych,
KP – koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych, odpowiednio dla roku
lub kwartału,
AK1 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców
końcowych K1,
ZK1 – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią
bezpośrednią, i zużytej przez odbiorców końcowych K1 w godzinach,
o których mowa w ust. 4 pkt 2,
AK2 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców
końcowych K2,
ZK2 – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią
bezpośrednią, i zużytej przez odbiorców końcowych K2 w godzinach,
o których mowa w ust. 4 pkt 2,
AK3 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców
końcowych K3,
ZK3 – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią
bezpośrednią, i zużytej przez odbiorców końcowych K3 w godzinach,
o których mowa w ust. 4 pkt 2,
ZK4 – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią
bezpośrednią, i zużytej przez odbiorców końcowych K4 w godzinach,
o których mowa w ust. 4 pkt 2.
Ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 11 i w art. 89b ust. 2,
pobranej z sieci lub dostarczonej linią bezpośrednią, i zużytej przez odbiorców
końcowych K1–K4, w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2, wyznacza się na
podstawie danych dotyczących roku poprzedzającego rok ustalania stawek opłaty
mocowej przy uwzględnieniu zasad podziału odbiorców końcowych na grupy K1–K4,
które będą obowiązywały w roku, dla którego wyznaczane są stawki opłaty mocowej.
W kalkulacji całkowitego kosztu rynku mocy w danym roku, o której mowa
w ust. 1, uwzględnia się dotychczas dokonane waloryzacje cen obowiązków
mocowych oraz waloryzację cen obowiązków mocowych dla wieloletnich umów
mocowych, która zostanie dokonana w odniesieniu do obowiązków mocowych
obejmujących rok, na który są wyznaczane stawki opłaty mocowej, z wykorzystaniem
średniorocznego wskaźnika cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem,
określonego w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym
w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski”, dla roku
poprzedzającego rok ustalania stawek opłaty mocowej.
Prezes URE kalkuluje stawki opłaty mocowej na lata przypadające po
zakończeniu ostatniego okresu dostaw wynikającego z umów mocowych, niedłużej
niż przez okres trzech lat, w celu pełnego pokrycia całkowitego kosztu rynku mocy.
Nadwyżka środków zgromadzonych na rachunku opłaty mocowej ponad
całkowity koszt rynku mocy po zakończeniu okresu pobierania tej opłaty, po pokryciu
wszystkich zobowiązań wynikających z umów mocowych oraz kosztów, o których
mowa w art. 77 ust. 3 i 4, stanowi przychód operatora.
Zarządca rozliczeń przekazuje Prezesowi URE, do dnia 30 września każdego
roku, informacje o:
wysokości kosztów, o których mowa w art. 77 ust. 3 i 4;
prognozowanym stanie środków pieniężnych na rachunku opłaty mocowej na
dzień 31 grudnia danego roku.
Operator przekazuje Prezesowi URE, do dnia 30 września każdego roku,
informacje o sumie iloczynów obowiązków mocowych wynikających z umów
mocowych, zawartych w toku aukcji głównych, obejmujących kolejny rok, i ich cen,
uwzględniających coroczne waloryzacje tych cen obowiązku mocowego dla
wieloletnich umów mocowych, o których mowa w art. 60 ust. 4, oraz pomniejszenia
wynagrodzeń, o których mowa w art. 62 ust. 1.
Prezes URE kalkuluje stawki opłaty mocowej na rok kalendarzowy,
pomniejszone o należny podatek od towarów i usług w rozumieniu ustawy z dnia
11 marca 2004 r. o podatku od towarów i usług.
Prezes URE publikuje w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki do dnia
31 października każdego roku:
stawki opłaty mocowej na kolejny rok;
wybrane godziny doby przypadające na godziny szczytowego zapotrzebowania
na moc w systemie, wyznaczone odrębnie dla kwartałów roku dostaw – na
potrzeby obliczania opłaty mocowej należnej od odbiorców końcowych, przy
czym dla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r. – wyłącznie
na potrzeby obliczania opłaty mocowej należnej od odbiorców końcowych,
o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 2.
Prezes URE może ustalić różne stawki opłaty mocowej na poszczególne
kwartały roku dostaw dla odbiorców końcowych, uwzględniając sezonową zmienność
zapotrzebowania na moc w systemie, przy czym dla okresów przypadających przed
dniem 1 stycznia 2028 r. stawki takie mogą zostać ustalone wyłącznie dla odbiorców
końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 2.
(uchylony)
(uchylony)
(uchylony)
(uchylony)
Art. 95.
zmienionyJednostka rynku mocy wytwórcza składająca się z jednostki fizycznej
wytwórczej istniejącej, która rozpoczęła wytwarzanie energii elektrycznej po dniu
1 lipca 2017 r., dla której wykazane zostanie spełnienie parametrów, o których mowa
w art. 32 ust. 1 pkt 4, w pierwszej aukcji głównej jest uprawniona do posiadania
statusu cenotwórcy oraz do zawarcia umowy mocowej na okres nie dłuższyniedłuższy niż
odpowiednio 5 lub 15 okresów dostaw albo na okres dostaw dłuższy o dwa lata niż
maksymalny określony odpowiednio w art. 25 ust. 4 pkt 1 lub 2, jeżeli jednostka ta
spełni warunki, o których mowa w art. 25 ust. 5.
Art. 98.
zmienionyPrezes URE ogłasza wykaz, o którym mowa w art. 16 ust. 3, nie późniejniepóźniej
niż 2 tygodnie przed rozpoczęciem pierwszej certyfikacji ogólnej.
Art. 17.
zmienionyJednostką rynku mocy może dysponować tylko jeden dostawca mocy
na dany rok kalendarzowy.
Jednostka fizyczna może wchodzić w skład tylko jednej jednostki rynku mocy
na dany rok kalendarzowy.
Uczestnik aukcji wstępnej, który w wyniku aukcji wstępnej właściwej dla
danej aukcji mocy został wpisany do rejestru rynku mocy, może ubiegać się
o utworzenie jednostki rynku mocy składającej się z jednej lub większej liczby
jednostek fizycznych zagranicznych w miejsce każdej przyjętej oferty.
Łączna wielkość obowiązku mocowego, którą zamierza oferować uczestnik
aukcji wstępnej jako dostawca mocy, jest nie mniejszaniemniejsza niż 2 MW i nie większaniewiększa od
wielkości wynikającej z zaakceptowanej oferty oraz nie większaniewiększa od sumy iloczynów
mocy osiągalnych poszczególnych jednostek fizycznych zagranicznych i właściwych
korekcyjnych współczynników dyspozycyjności.
Dostawcą mocy w odniesieniu do jednostki rynku mocy składającej się
z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego jest wyłącznie operator
systemu przesyłowego elektroenergetycznego, z którym jednostka ta łączy system.
Art. 19.
zmienionyWniosek o certyfikację jednostki rynku mocy wytwórczej zawiera:
w przypadku wniosku o certyfikację innego niż wniosek o utworzenie jednostki
rynku mocy i dopuszczenie jej do udziału wyłącznie w rynku wtórnym –
wielkość obowiązku mocowego, którą będzie oferował dostawca mocy dla tej
jednostki w aukcji mocy, nie większą niż iloczyn mocy osiągalnej netto jednostki
i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności;
oświadczenie o rozpoczęciu produkcji komercyjnej przed dniem 4 lipca 2019 r.
przez wszystkie jednostki wytwórcze wchodzące w skład jednostek fizycznych
tworzących jednostkę rynku mocy albo o rozpoczęciu produkcji komercyjnej
przez co najmniej jedną jednostkę wytwórczą wchodzącą w skład jednostek
fizycznych tworzących jednostkę rynku mocy w tej dacie albo później;
oświadczenie, że wobec dostawcy mocy nie zachodzą okoliczności, o których
mowa w art. 2 pkt 18 lit. a, b, c lub e rozporządzenia Komisji (UE) nr 651/2014
z dnia 17 czerwca 2014 r. uznającego niektóre rodzaje pomocy za zgodne
z rynkiem wewnętrznym w zastosowaniu art. 107 i 108 Traktatu.
wystawione przez operatora lub właściwego ze względu na lokalizację operatora
systemu dystrybucyjnego potwierdzenie spełniania określonych w regulaminie
rynku mocy, o którym mowa w art. 83, wymogów technicznych, niezbędnych do
poprawnego prowadzenia rozliczeń, przez wszystkie układy pomiarowe
jednostek fizycznych wchodzących w skład jednostki rynku mocy;
kopie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej przez jednostki fizyczne
wchodzące w skład jednostki rynku mocy, jeżeli są wymagane zgodnie z ustawą
z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne lub kopie promes koncesji;
moc osiągalną netto każdej z jednostek fizycznych w okresie dostaw;
informacje potwierdzające zdolność dostawy mocy osiągalnej netto przez
poszczególne jednostki fizyczne wchodzące w skład jednostki rynku mocy
w okresie dostaw przez nieprzerwany okres nie krótszy niż 4 godziny, w tym
informacje o zastosowanej technologii i sposobie zapewnienia dostępności
odpowiedniej ilości paliwa na potrzeby wykonania obowiązku mocowego;
informacje zawierające:
(uchylona)
(uchylona)
(uchylona)
jednostkowe wskaźniki emisji dwutlenku węgla;
(uchylona)
informacje o istniejących i planowanych ograniczeniach czasu eksploatacji
jednostki fizycznej, wynikających z odrębnych przepisów;
oświadczenia, że nie zachodzą okoliczności, o których mowa w art. 16 ust. 2;
oświadczenie o planowanym spełnieniu limitu emisji przez jednostkę rynku
mocy w roku dostaw, którego dotyczy dana certyfikacja, albo, w przypadku,
o którym mowa w art. 15 ust. 7 lub 7a, oświadczenie o niespełnieniu tego limitu;
Dostawca mocy może ubiegać się o utworzenie nowej jednostki rynku mocy
wytwórczej składającej się wyłącznie z jednej jednostki fizycznej, która w dniu
rozpoczęcia certyfikacji ogólnej była jednostką fizyczną wytwórczą planowaną.
W takim przypadku wniosek o certyfikację oprócz informacji, o których mowa
w ust. 1, zawiera:
planowane lub poniesione nakłady finansowe oraz zakres rzeczowy prac
związanych z tymi nakładami;
w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy mocowej na okres dłuższy niż
1 rok dostaw – niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
nakłady finansowe, o których mowa w pkt 1, oraz
planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną, wchodzącą w skład nowej
jednostki rynku mocy wytwórczej, wymagań emisyjnych zgodnie
z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia
24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane
zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) (Dz. Urz. UE L 334
z 17.12.2010, str. 17, z późn. zm.4)) lub odpowiednio z dyrektywą
Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/2193 z dnia 25 listopada
2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do
powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania (Dz. Urz.
UE L 313 z 28.11.2015, str. 1), oraz
planowane spełnienie limitu emisji przez nową jednostkę rynku mocy
wytwórczą w każdym roku dostaw,
w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy zgodnie z art. 25 ust. 5 –
planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną wchodzącą w skład nowej
jednostki rynku mocy wytwórczej, parametru, o którym mowa odpowiednio
w art. 25 ust. 5 pkt 1 lub 2;
poświadczoną kopię:
umowy o przyłączenie do sieci albo warunków przyłączenia, jeżeli umowa
taka nie została zawarta,
prawomocnego pozwolenia na budowę wydanego dla jednostki fizycznej,
jeżeli jest ono wymagane na podstawie przepisów prawa budowlanego
i zostało wydane,
prawomocnej decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach zgody na
realizację przedsięwzięcia wydanej na podstawie przepisów ustawy z dnia
3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego
ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach
oddziaływania na środowisko (Dz. U. z 2024 r. poz. 1112, 1881 i 1940),
jeżeli jest wymagana i została wydana;
informacje potwierdzające możliwość pozyskania finansowania;
harmonogram rzeczowo-finansowy inwestycji;
informację o okresie, na jaki dostawca mocy zamierza zawrzeć umowę mocową,
z uwzględnieniem art. 25 ust. 4 i 5.
Dostawca mocy może ubiegać się o utworzenie modernizowanej jednostki
rynku mocy wytwórczej składającej się wyłącznie z jednej jednostki fizycznej
wytwórczej istniejącej. W takim przypadku wniosek o certyfikację oprócz informacji,
o których mowa w ust. 1, zawiera:
planowane lub poniesione nakłady finansowe oraz zakres rzeczowy prac
związanych z tymi nakładami;
moc osiągalną netto w okresie dostaw w przypadku rezygnacji z modernizacji;
wielkość obowiązku mocowego, która będzie oferowana w aukcji mocy
w przypadku rezygnacji z modernizacji, nie wyższąniewiększą niż iloczyn mocy osiągalnej netto jednostki
i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności;
oświadczenie o rozpoczęciu produkcji komercyjnej przed dniem 4 lipca 2019 r.
przez wszystkie jednostki wytwórcze wchodzące w skład jednostek fizycznych
tworzących jednostkę rynku mocy albo o rozpoczęciu produkcji komercyjnej
przez co najmniej jedną jednostkę wytwórczą wchodzącą w skład jednostek
fizycznych tworzących jednostkę rynku mocy w tej dacie albo później;
oświadczenie, że wobec dostawcy mocy nie zachodzą okoliczności, o których
mowa w art. 2 pkt 18 lit. a, b, c lub e rozporządzenia Komisji (UE) nr 651/2014
z dnia 17 czerwca 2014 r. uznającego niektóre rodzaje pomocy za zgodne
z rynkiem wewnętrznym w zastosowaniu art. 107 i 108 Traktatu.
wystawione przez operatora lub właściwego ze względu na lokalizację operatora
systemu dystrybucyjnego potwierdzenie spełniania określonych w regulaminie
rynku mocy, o którym mowa w art. 83, wymogów technicznych, niezbędnych do
poprawnego prowadzenia rozliczeń, przez wszystkie układy pomiarowe
jednostek fizycznych wchodzących w skład jednostki rynku mocy;
kopie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej przez jednostki fizyczne
wchodzące w skład jednostki rynku mocy, jeżeli są wymagane zgodnie z ustawą
z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne lub kopie promes koncesji;
moc osiągalną netto każdej z jednostek fizycznych w okresie dostaw;
informacje potwierdzające zdolność dostawy mocy osiągalnej netto przez
poszczególne jednostki fizyczne wchodzące w skład jednostki rynku mocy
w okresie dostaw przez nieprzerwany okres niekrótszy niż 4 godziny, w tym
informacje o zastosowanej technologii i sposobie zapewnienia dostępności
odpowiedniej ilości paliwa na potrzeby wykonania obowiązku mocowego;
informacje zawierające:
(uchylona)
(uchylona)
(uchylona)
jednostkowe wskaźniki emisji dwutlenku węgla;
(uchylona)
informacje o istniejących i planowanych ograniczeniach czasu eksploatacji
jednostki fizycznej, wynikających z odrębnych przepisów;
oświadczenia, że nie zachodzą okoliczności, o których mowa w art. 16 ust. 2;
oświadczenie o planowanym spełnieniu limitu emisji przez jednostkę rynku
mocy w roku dostaw, którego dotyczy dana certyfikacja, albo, w przypadku,
o którym mowa w art. 15 ust. 7 lub 7a, oświadczenie o niespełnieniu tego limitu;
Dostawca mocy może ubiegać się o utworzenie nowej jednostki rynku mocy
wytwórczej składającej się wyłącznie z jednej jednostki fizycznej, która w dniu
rozpoczęcia certyfikacji ogólnej była jednostką fizyczną wytwórczą planowaną.
W takim przypadku wniosek o certyfikację oprócz informacji, o których mowa
w ust. 1, zawiera:
planowane lub poniesione nakłady finansowe oraz zakres rzeczowy prac
związanych z tymi nakładami;
w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy mocowej na okres dłuższy niż
1 rok dostaw – niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
nakłady finansowe, o których mowa w pkt 1, oraz
planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną, wchodzącą w skład nowej
jednostki rynku mocy wytwórczej, wymagań emisyjnych zgodnie
z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia
24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane
zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) (Dz. Urz. UE L 334
z 17.12.2010, str. 17, z późn. zm.4)) lub odpowiednio z dyrektywą
Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/2193 z dnia 25 listopada
2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do
powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania (Dz. Urz.
UE L 313 z 28.11.2015, str. 1), oraz
planowane spełnienie limitu emisji przez nową jednostkę rynku mocy
wytwórczą w każdym roku dostaw,
w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy zgodnie z art. 25 ust. 5 –
planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną wchodzącą w skład nowej
jednostki rynku mocy wytwórczej, parametru, o którym mowa odpowiednio
w art. 25 ust. 5 pkt 1 lub 2;
poświadczoną kopię:
umowy o przyłączenie do sieci albo warunków przyłączenia, jeżeli umowa
taka nie została zawarta,
prawomocnego pozwolenia na budowę wydanego dla jednostki fizycznej,
jeżeli jest ono wymagane na podstawie przepisów prawa budowlanego
i zostało wydane,
prawomocnej decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach zgody na
realizację przedsięwzięcia wydanej na podstawie przepisów ustawy z dnia
3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego
ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach
oddziaływania na środowisko (Dz. U. z 2026 r. poz. 670, 875, 1097 i 1157),
jeżeli jest wymagana i została wydana;
informacje potwierdzające możliwość pozyskania finansowania;
harmonogram rzeczowo-finansowy inwestycji;
informację o okresie, na jaki dostawca mocy zamierza zawrzeć umowę mocową,
z uwzględnieniem art. 25 ust. 4 i 5.
Dostawca mocy może ubiegać się o utworzenie modernizowanej jednostki
rynku mocy wytwórczej składającej się wyłącznie z jednej jednostki fizycznej
wytwórczej istniejącej. W takim przypadku wniosek o certyfikację oprócz informacji,
o których mowa w ust. 1, zawiera:
planowane lub poniesione nakłady finansowe oraz zakres rzeczowy prac
związanych z tymi nakładami;
moc osiągalną netto w okresie dostaw w przypadku rezygnacji z modernizacji;
wielkość obowiązku mocowego, która będzie oferowana w aukcji mocy
w przypadku rezygnacji z modernizacji, niewyższą niż:
wielkość obowiązku mocowego, którą dostawca mocy oferował
w przypadku modernizacji,
iloczyn korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności i mocy, o której
mowa w pkt 2;
w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy mocowej na okres dłuższy niż
1 rok dostaw – niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
nakłady finansowe, o których mowa w pkt 1, oraz
planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną, wchodzącą w skład
modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, wymagań emisyjnych
zgodnie z dyrektywami, o których mowa w ust. 2 pkt 2 lit. b, oraz
planowane spełnienie limitu emisji przez modernizowaną jednostkę rynku
mocy wytwórczą w każdym roku dostaw,
w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy zgodnie z art. 25 ust. 5 –
planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną wchodzącą w skład
modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, parametru, o którym
mowa odpowiednio w art. 25 ust. 5 pkt 1 albo 2;
informacje potwierdzające możliwość pozyskania finansowania na
modernizację;
harmonogram rzeczowo-finansowy inwestycji;
informacje o zmianie parametrów techniczno-ekonomicznych w następstwie
modernizacji;
informację o okresie obowiązywania umowy mocowej, z uwzględnieniem
art. 25 ust. 4 i 5, którą dostawca mocy planuje zawrzeć w wyniku aukcji mocy
w odniesieniu do tej jednostki.
Dostawca mocy, który ubiega się o utworzenie jednostki rynku mocy
składającej się z jednej lub większej liczby jednostek fizycznych zagranicznych:
przedkłada informacje, o których mowa w ust. 1 pkt 1 oraz 4–8;
w przypadku certyfikacji do aukcji dodatkowych – wskazuje kwartały roku
dostaw, w odniesieniu do których zamierza brać udział w aukcjach
dodatkowych;
przedkłada potwierdzenie wystawione przez operatora systemu przesyłowego,
właściwego ze względu na lokalizację jednostki fizycznej zagranicznej,
zgodności ze stanem faktycznym parametrów technicznych oraz lokalizacji
wszystkich jednostek fizycznych zagranicznych wchodzących w skład danej
jednostki rynku mocy;
przedkłada zobowiązanie operatora systemu przesyłowego, właściwego ze
względu na lokalizację jednostki fizycznej zagranicznej, do przekazywania
operatorowi danych pomiarowo-rozliczeniowych oraz danych o składanych
przez jednostkę fizyczną zagraniczną ofertach wytwarzania lub redukcji poboru
energii elektrycznej, umożliwiających weryfikację oraz rozliczenie wykonania
obowiązku mocowego, na warunkach i w sposób określony w regulaminie rynku
mocy, o którym mowa w art. 83.
Art. 2.
zmienionyUżyte w ustawie określenia oznaczają:
aukcja dodatkowa – aukcję mocy, w której okresem dostaw jest kwartał roku
kalendarzowego;
jednostka fizyczna wytwórcza planowana – inną, niż określoną w pkt 9 jednostkę
fizyczną wytwórczą, dla której przyłączenie do systemu i oddanie do eksploatacji
jest planowane przed rozpoczęciem okresu dostaw, którego dotyczyć będzie
aukcja główna, do udziału w której zostanie zgłoszona ta jednostka;
jednostka redukcji zapotrzebowania planowana – jedną lub więcej jednostek
fizycznych redukcji zapotrzebowania, co do których nie są znane wszystkie dane
wymagane dla rejestracji lub wydania certyfikatu w odniesieniu do jednostki
fizycznej redukcji zapotrzebowania;
jednostka rynku mocy – jednostkę rynku mocy wytwórczą i jednostkę rynku
mocy redukcji zapotrzebowania;
jednostka rynku mocy wytwórcza – jednostkę fizyczną wytwórczą lub grupę
takich jednostek albo jednostkę fizyczną zagraniczną wytwórczą lub grupę takich
jednostek, która uzyskała certyfikat do aukcji mocy;
jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania – jednostkę fizyczną redukcji
zapotrzebowania lub grupę takich jednostek albo jednostkę fizyczną zagraniczną
redukcji zapotrzebowania lub grupę takich jednostek, która uzyskała certyfikat
do aukcji mocy;
jednostka fizyczna zagraniczna – jednostkę fizyczną zagraniczną wytwórczą
i jednostkę fizyczną zagraniczną redukcji zapotrzebowania;
jednostka fizyczna zagraniczna wytwórcza – jednostkę fizyczną wytwórczą
zlokalizowaną w państwie członkowskim Unii Europejskiej, którego system
elektroenergetyczny jest bezpośrednio połączony z systemem;
jednostka fizyczna zagraniczna redukcji zapotrzebowania – jednostkę fizyczną
redukcji zapotrzebowania zlokalizowaną w państwie członkowskim Unii
Europejskiej, którego system elektroenergetyczny jest bezpośrednio połączony
z systemem;
jednostka wytwórcza – jednostkę wytwórczą, o której mowa w art. 3 pkt 43
ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, lub inny wyodrębniony
zespół urządzeń służących do wytwarzania energii elektrycznej;
limit emisji – emisję wynoszącą nie więcej niż 550 g dwutlenku węgla
pochodzącego z paliw kopalnych na kWh wytworzonej energii elektrycznej;
linia bezpośrednia – linię bezpośrednią w rozumieniu art. 3 pkt 11f ustawy z dnia
10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
magazyn energii elektrycznej – magazyn energii elektrycznej, o którym mowa
w art. 3 pkt 10k ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
moc osiągalna brutto jednostki fizycznej wytwórczej – potwierdzoną testami
maksymalną moc czynną, przy której jednostka fizyczna wytwórcza może
pracować przy parametrach nominalnych przez czas nie krótszy niż 4 kolejne
godziny, bez uszczerbku dla trwałości tej jednostki;
aukcja dogrywkowa – aukcję mocy, w której okresem dostaw jest rok
kalendarzowy, która może zostać przeprowadzona po aukcji głównej na dany rok
dostaw;
aukcja główna – aukcję mocy, w której okresem dostaw jest rok kalendarzowy;
moc osiągalna netto jednostki fizycznej wytwórczej – moc osiągalną brutto
jednostki fizycznej wytwórczej pomniejszoną o moc zużywaną przez urządzenia
i układy technologiczne tej jednostki niezbędne do wytwarzania energii
elektrycznej lub energii elektrycznej i ciepła;
moc osiągalna jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania – wielkość
maksymalnego czasowego ograniczenia mocy pobieranej z sieci
elektroenergetycznej przez jednostkę fizyczną redukcji zapotrzebowania,
zmierzonego we wszystkich punktach pomiarowo-rozliczeniowych tej jednostki
w miejscach połączenia z siecią;
moc osiągalna netto jednostki rynku mocy – sumę mocy osiągalnych netto
wszystkich jednostek fizycznych wytwórczych albo sumę mocy osiągalnych
wszystkich jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania wchodzących
w skład jednostki rynku mocy;
obowiązek mocowy – zobowiązanie dostawcy mocy do pozostawania w okresie
dostaw w gotowości do dostarczania określonej mocy elektrycznej do systemu
przez jednostkę rynku mocy oraz do dostawy określonej mocy elektrycznej do
systemu w okresach przywołania na rynku mocy;
odbiorca końcowy – odbiorcę końcowego energii elektrycznej, o którym mowa
w art. 3 pkt 13a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
okres dostaw – rok kalendarzowy albo kwartał, albo okresy, o których mowa
w pkt 3a;
okres przywołania na rynku mocy – pełną godzinę, w której nadwyżka mocy
dostępnej dla operatora w procesach planowania dobowego pracy systemu jest
niższa od wartości wymaganej, określonej zgodnie z art. 9g ust. 4 pkt 9 ustawy
z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
operator – operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu
połączonego elektroenergetycznego, o którym mowa w art. 3 pkt 24 lub 28
ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
operator systemu dystrybucyjnego – operatora systemu dystrybucyjnego
elektroenergetycznego, o którym mowa w art. 3 pkt 25 ustawy z dnia
10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
punkt pomiarowy – miejsce w sieci, urządzeniu lub instalacji, w którym
dokonuje się pomiaru przepływającej energii elektrycznej, określone w umowie
o przyłączenie do sieci albo w umowie o świadczenie usług przesyłania lub
dystrybucji energii elektrycznej;
rozpoczęcie produkcji komercyjnej – dzień rozpoczęcia pracy jednostki
wytwórczej, zgodnie z jej przeznaczeniem, po osiągnięciu stanu, w którym praca
tej jednostki jest zgodna z prawem i możliwa technicznie;
aukcja mocy – aukcję, w której dostawca mocy oferuje operatorowi obowiązek
mocowy na okres dostaw;
sieć dystrybucyjna – sieć dystrybucyjną elektroenergetyczną, o której mowa
w art. 3 pkt 11b ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
sieć przesyłowa – sieć przesyłową elektroenergetyczną, o której mowa
w art. 3 pkt 11a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
system – system elektroenergetyczny, o którym mowa w art. 3 pkt 23 ustawy
z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
taryfa – taryfę, o której mowa w art. 3 pkt 17 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r.
– Prawo energetyczne;
uczestnik rynku mocy – operatora, operatora systemu dystrybucyjnego, zarządcę
rozliczeń, właściciela jednostki fizycznej lub podmiot przez niego upoważniony
i dostawcę mocy.
aukcja uzupełniająca – aukcję mocy przeprowadzaną na okresy dostaw:
od dnia 1 lipca 2025 r. do dnia 31 grudnia 2025 r.,
od dnia 1 stycznia 2026 r. do dnia 31 grudnia 2026 r.,
od dnia 1 stycznia 2027 r. do dnia 31 grudnia 2027 r.,
od dnia 1 stycznia 2028 r. do dnia 31 grudnia 2028 r.;
dostawca mocy – właściciela jednostki rynku mocy, będącego właścicielem
jednostek fizycznych tworzących jednostkę rynku mocy lub podmiotem
upoważnionym przez właścicieli tych jednostek fizycznych do dysponowania
nimi na rynku mocy;
jednostka fizyczna – wyodrębniony zespół urządzeń technicznych wraz
z przyporządkowanymi im punktami pomiarowymi w systemie;
jednostka fizyczna połączenia międzysystemowego – element techniczny
łączący system z systemem przesyłowym elektroenergetycznym innego państwa
członkowskiego Unii Europejskiej, dostarczający moc do systemu;
jednostka fizyczna redukcji zapotrzebowania – jednostkę fizyczną dostarczającą
moc do systemu przez czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z sieci
elektroenergetycznej w wyniku wykorzystania:
sterowanego odbioru lub
niebędącej odrębną jednostką fizyczną wytwórczą jednostki wytwórczej,
o której mowa w art. 3 pkt 43 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo
energetyczne (Dz. U. z 2024 r. poz. 266, 834, 859, 1847 i 1881oraz z 2025
r. poz. 303),niewięcej niż 550 g dwutlenku węgla
pochodzącego z paliw kopalnych na kWh wytworzonej energii elektrycznej;
linia bezpośrednia – linię bezpośrednią w rozumieniu art. 3 pkt 11f ustawy z dnia
10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
magazyn energii elektrycznej – magazyn energii elektrycznej, o którym mowa
w art. 3 pkt 10k ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
moc osiągalna brutto jednostki fizycznej wytwórczej – potwierdzoną testami
maksymalną moc czynną, przy której jednostka fizyczna wytwórcza może
pracować przy parametrach nominalnych przez czas niekrótszy niż 4 kolejne
godziny, bez uszczerbku dla trwałości tej jednostki;
aukcja dogrywkowa – aukcję mocy, w której okresem dostaw jest rok
kalendarzowy, która może zostać przeprowadzona po aukcji głównej na dany rok
dostaw;
aukcja główna – aukcję mocy, w której okresem dostaw jest rok kalendarzowy;
moc osiągalna netto jednostki fizycznej wytwórczej – moc osiągalną brutto
jednostki fizycznej wytwórczej pomniejszoną o moc zużywaną przez urządzenia
i układy technologiczne tej jednostki niezbędne do wytwarzania energii
elektrycznej lub energii elektrycznej i ciepła;
moc osiągalna jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania – wielkość
maksymalnego czasowego ograniczenia mocy pobieranej z sieci
elektroenergetycznej przez jednostkę fizyczną redukcji zapotrzebowania,
zmierzonego we wszystkich punktach pomiarowo-rozliczeniowych tej jednostki
w miejscach połączenia z siecią;
moc osiągalna netto jednostki rynku mocy – sumę mocy osiągalnych netto
wszystkich jednostek fizycznych wytwórczych albo sumę mocy osiągalnych
wszystkich jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania wchodzących
w skład jednostki rynku mocy;
obowiązek mocowy – zobowiązanie dostawcy mocy do pozostawania w okresie
dostaw w gotowości do dostarczania określonej mocy elektrycznej do systemu
przez jednostkę rynku mocy oraz do dostawy określonej mocy elektrycznej do
systemu w okresach przywołania na rynku mocy;
odbiorca końcowy – odbiorcę końcowego energii elektrycznej, o którym mowa
w art. 3 pkt 13a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
okres dostaw – rok kalendarzowy albo kwartał, albo okresy, o których mowa
w pkt 3a;
okres przywołania na rynku mocy – pełną godzinę, w której nadwyżka mocy
dostępnej dla operatora w procesach planowania dobowego pracy systemu jest
niższa od wartości wymaganej, określonej zgodnie z art. 9g ust. 4 pkt 9 ustawy
z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
operator – operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu
połączonego elektroenergetycznego, o którym mowa w art. 3 pkt 24 lub 28
ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
operator systemu dystrybucyjnego – operatora systemu dystrybucyjnego
elektroenergetycznego, o którym mowa w art. 3 pkt 25 ustawy z dnia
10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
punkt pomiarowy – miejsce w sieci, urządzeniu lub instalacji, w którym
dokonuje się pomiaru przepływającej energii elektrycznej, określone w umowie
o przyłączenie do sieci albo w umowie o świadczenie usług przesyłania lub
dystrybucji energii elektrycznej;
rozpoczęcie produkcji komercyjnej – dzień rozpoczęcia pracy jednostki
wytwórczej, zgodnie z jej przeznaczeniem, po osiągnięciu stanu, w którym praca
tej jednostki jest zgodna z prawem i możliwa technicznie;
aukcja mocy – aukcję, w której dostawca mocy oferuje operatorowi obowiązek
mocowy na okres dostaw;
sieć dystrybucyjna – sieć dystrybucyjną elektroenergetyczną, o której mowa
w art. 3 pkt 11b ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
sieć przesyłowa – sieć przesyłową elektroenergetyczną, o której mowa
w art. 3 pkt 11a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
system – system elektroenergetyczny, o którym mowa w art. 3 pkt 23 ustawy
z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
taryfa – taryfę, o której mowa w art. 3 pkt 17 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r.
– Prawo energetyczne;
uczestnik rynku mocy – operatora, operatora systemu dystrybucyjnego, zarządcę
rozliczeń, właściciela jednostki fizycznej lub podmiot przez niego upoważniony
i dostawcę mocy.
aukcja uzupełniająca – aukcję mocy przeprowadzaną na okresy dostaw:
od dnia 1 lipca 2025 r. do dnia 31 grudnia 2025 r.,
od dnia 1 stycznia 2026 r. do dnia 31 grudnia 2026 r.,
od dnia 1 stycznia 2027 r. do dnia 31 grudnia 2027 r.,
od dnia 1 stycznia 2028 r. do dnia 31 grudnia 2028 r.;
dostawca mocy – właściciela jednostki rynku mocy, będącego właścicielem
jednostek fizycznych tworzących jednostkę rynku mocy lub podmiotem
upoważnionym przez właścicieli tych jednostek fizycznych do dysponowania
nimi na rynku mocy;
jednostka fizyczna – wyodrębniony zespół urządzeń technicznych wraz
z przyporządkowanymi im punktami pomiarowymi w systemie;
jednostka fizyczna połączenia międzysystemowego – element techniczny
łączący system z systemem przesyłowym elektroenergetycznym innego państwa
członkowskiego Unii Europejskiej, dostarczający moc do systemu;
jednostka fizyczna redukcji zapotrzebowania – jednostkę fizyczną dostarczającą
moc do systemu przez czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z sieci
elektroenergetycznej w wyniku wykorzystania:
sterowanego odbioru lub
niebędącej odrębną jednostką fizyczną wytwórczą jednostki wytwórczej,
o której mowa w art. 3 pkt 43 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo
energetyczne (Dz. U. z 2026 r. poz. 43, 516, 607 i 900), lub magazynem
energii elektrycznej, wraz z urządzeniami i instalacjami odbiorcy
końcowego;
jednostka fizyczna wytwórcza – jednostkę fizyczną będącą jednostką wytwórczą,
o której mowa w art. 3 pkt 43 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo
energetyczne, lub magazynem energii elektrycznej;
jednostka fizyczna wytwórcza istniejąca – jednostkę fizyczną wytwórczą
przyłączoną do systemu i oddaną do eksploatacji przed rozpoczęciem certyfikacji
ogólnej, do udziału w której zostanie zgłoszona ta jednostka;
Ilekroć w ustawie jest mowa o mocy osiągalnej netto lub mocy osiągalnej
brutto jednostki fizycznej, należy przez to także rozumieć moc osiągalną jednostki
fizycznej redukcji zapotrzebowania.
Art. 20.
zmienionyWniosek o certyfikację jednostki rynku mocy redukcji
zapotrzebowania zawiera informacje, o których mowa w art. 19 ust. 1, odpowiednio
dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, w tym o zasobach lub układach
umożliwiających redukcję zapotrzebowania obejmujące informacje dotyczące źródeł
wytwarzania lub magazynów energii elektrycznej, jeżeli wchodzą w skład tej
jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania.
W przypadku gdy w skład jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania
wchodzi jednostka redukcji zapotrzebowania planowana, potwierdzenie, o którym
mowa w art. 19 ust. 1 pkt 2, nie jest wymagane w odniesieniu do tej jednostki rynku
mocy.
W przypadku gdy dostawca mocy ubiega się o certyfikację jednostki rynku
mocy redukcji zapotrzebowania jako potwierdzonej, wniosek o certyfikację zawiera
także potwierdzenie wykonania testu zdolności redukcji zapotrzebowania.
W przypadku gdy dostawca mocy ubiega się o zawarcie umowy mocowej dla
jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania na okres dłuższy niż 1 okres dostaw
w aukcji głównej, wniosek o certyfikację tej jednostki, oprócz informacji
wymaganych zgodnie z ust. 1, zawiera:
planowane lub poniesione nakłady finansowe oraz zakres rzeczowy prac
związanych z tymi nakładami;
niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
nakłady finansowe, o których mowa w pkt 1, oraz
w przypadku gdy w skład jednostki rynku mocy wchodzi co najmniej jedna
jednostka wytwórcza:
– parametry techniczne wszystkich jednostek wytwórczych wchodzących
w skład jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania będących
częścią danej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania oraz
planowane spełnienie przez nie wymagań emisyjnych, zgodnie
z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia
24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane
zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) lub odpowiednio
z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/2193 z dnia
25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych
zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego
spalania, oraz
– planowane spełnienie limitu emisji przez wszystkie jednostki
wytwórcze wchodzące w skład jednostek fizycz-nychfizycznych tworzących daną
jednostkę rynku mocy redukcji zapotrzebowania w każdym roku
dostaw;
informację o okresie, na jaki dostawca mocy zamierza zawrzeć umowę mocową,
z uwzględnieniem art. 25 ust. 4 pkt 2–4.
Wniosek o certyfikację jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania
składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania zawiera
informacje, o których mowa w art. 19 ust. 4, odpowiednio dla jednostki rynku mocy
redukcji zapotrzebowania, w tym o zasobach lub układach umożliwiających redukcję
zapotrzebowania obejmujące informacje dotyczące źródeł wytwarzania lub
magazynów energii elektrycznej, jeżeli wchodzą w skład tej jednostki rynku mocy
redukcji zapotrzebowania.
W przypadku gdy dostawca mocy ubiega się o certyfikację jednostki rynku
mocy redukcji zapotrzebowania składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej
redukcji zapotrzebowania jako potwierdzonej, wniosek o certyfikację zawiera także
potwierdzenie wykonania testu zdolności redukcji zapotrzebowania.
Art. 23a.
zmienionyW przypadku jednostek rynku mocy, które zawarły umowę mocową
w wyniku aukcji głównej na więcej niż 1 okres dostaw, certyfikat wydany na
podstawie art. 23 pkt 1 upoważnia do udziału w rynku wtórnym we wszystkich
okresach dostaw, na które została zawarta ta umowa mocowa.
W przypadku skrócenia czasu trwania umowy mocowej do jednego roku, na
podstawie art. 46 ust. 2 lub 3, certyfikat wydany na podstawie art. 23 pkt 1 upoważnia
do udziału w rynku wtórnym w roku dostaw wynikającym ze skrócenia czasu trwania
tej umowy mocowej oraz w następnym roku dostaw.
Na potrzeby udziału w rynku wtórnym, na podstawie certyfikatu, o którym
mowa w art. 23 pkt 1, dla danej jednostki rynku mocy stosuje się, w całym okresie
obowiązywania certyfikatu, korekcyjny współczynnik dyspozycyjności, który został
określony dla pierwszego okresu dostaw objętego tym certyfikatem.
W przypadku jednostki rynku mocy, dla której w toku aukcji mocy nie została
zawarta umowa mocowa lub została zawarta umowa mocowa na nie więcejniewięcej niż 1 okres
dostaw, certyfikat wydany na podstawie art. 23 pkt 1 upoważnia do udziału w rynku
wtórnym wyłącznie w roku dostaw, w odniesieniu do którego prowadzona była dana
aukcja mocy, z uwzględnieniem art. 24 ust. 2.
Art. 25.
zmienionyWydając certyfikat dla jednostki rynku mocy wytwórczej
w certyfikacji do aukcji głównej, operator kwalifikuje ją jako:
istniejącą jednostkę rynku mocy wytwórczą;
nową jednostkę rynku mocy wytwórczą – jeżeli składa się ona wyłącznie
z jednostki fizycznej wytwórczej planowanej;
modernizowaną jednostkę rynku mocy wytwórczą – jeżeli dostawca mocy
wykazał we wniosku o certyfikację, że jednostka fizyczna wytwórcza istniejąca
spełnia parametr, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. b.
Wydając certyfikat dla jednostki rynku mocy wytwórczej w certyfikacji do
aukcji dodatkowych lub do aukcji uzupełniającej, operator kwalifikuje ją jako
istniejącą jednostkę rynku mocy wytwórczą.
Wydając certyfikat dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania
w certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych lub do aukcji
uzupełniającej, operator kwalifikuje ją jako:
potwierdzoną jednostkę rynku mocy redukcji zapotrzebowania – jeżeli do
wniosku o certyfikację dołączono potwierdzenie testu zdolności redukcji
zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1;
niepotwierdzoną jednostkę rynku mocy redukcji – jeżeli do wniosku
o certyfikację nie dołączono potwierdzenia testu zdolności redukcji
zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1.
Certyfikat uprawnia dostawcę mocy do oferowania obowiązku mocowego
w przypadku:
nowej jednostki rynku mocy wytwórczej spełniającej parametr, o którym mowa
w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. a, na nie więcejniewięcej niż piętnaście kolejnych okresów
dostaw;
nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, modernizowanej jednostki rynku mocy
wytwórczej albo jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, o której mowa
w art. 20 ust. 4, spełniającej parametr, o którym mowa w art. 32 ust. 1
pkt 4 lit. b, na nie więcejniewięcej niż pięć kolejnych okresów dostaw;
istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej, jednostki rynku mocy redukcji
zapotrzebowania, innej niż określona w pkt 2, nowej jednostki rynku mocy
wytwórczej, innej niż określona w pkt 1 i 2, jednostki rynku mocy składającej się
z jednostek fizycznych zagranicznych lub jednostki rynku mocy składającej się
z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego – na jeden okres dostaw,
w toku aukcji głównej;
istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej, jednostki rynku mocy redukcji
zapotrzebowania, jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych
zagranicznych lub jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych
połączenia międzysystemowego – na jeden okres dostaw, w toku aukcji
dodatkowej lub aukcji uzupełniającej.
Dostawca mocy jest uprawniony do zawarcia umowy mocowej na okres
dostaw dłuższy o dwa lata, niż maksymalny okres określony odpowiednio
w ust. 4 pkt 1 lub 2, jeżeli jednostka rynku mocy, o której mowa w ust. 4 pkt 1 lub 2,
będąca jednostką rynku mocy wytwórczą:
spełni jednostkowy wskaźnik emisji dwutlenku węgla na poziomie mniejszym
lub równym 450 kg na 1 MWh wytwarzanej energii elektrycznej albo,
w przypadku jednostek kogeneracji, energii elektrycznej i ciepła, i
w przypadku jednostek kogeneracji – co najmniej połowę wytworzonego ciepła
w tej jednostce dostarcza do systemu ciepłowniczego, w którym nośnikiem
ciepła jest gorąca woda.
Jednostka rynku mocy w aukcji głównej posiada:
status cenotwórcy – w przypadku:
nowej albo modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej,
jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania albo jednostki rynku mocy
składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania,
jednostki rynku mocy składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej
wytwórczej,
jednostki fizycznej połączenia międzysystemowego;
status cenobiorcy – w przypadku istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej.
Jednostka rynku mocy w aukcji dodatkowej posiada status:
cenotwórcy – w przypadku:
jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania,
jednostki rynku mocy składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej,
jednostki fizycznej połączenia międzysystemowego;
cenobiorcy – w przypadku istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej.
Jednostka rynku mocy w aukcji uzupełniającej posiada status:
cenotwórcy – w przypadku:
jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania,
jednostki rynku mocy składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej,
jednostki fizycznej połączenia międzysystemowego;
cenobiorcy – w przypadku istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej.
Art. 3.
zmienionyOperator przeprowadza:
certyfikację ogólną – w celu pozyskania informacji o jednostkach fizycznych
i wpisania ich do rejestru rynku mocy, zwanego dalej „rejestrem”;
certyfikację do aukcji głównej – w celu utworzenia jednostek rynku mocy
i dopuszczenia ich do aukcji głównej;
certyfikację do aukcji dodatkowych – w celu utworzenia jednostek rynku mocy
i dopuszczenia ich do jednej lub większej liczby aukcji dodatkowych;
certyfikację do aukcji uzupełniającej – w celu utworzenia jednostek rynku mocy
i dopuszczenia ich do aukcji uzupełniającej;
certyfikację do aukcji dogrywkowej – w celu utworzenia jednostek rynku mocy
i dopuszczenia ich do aukcji dogrywkowej.
Certyfikację ogólną rozpoczyna się nie późniejniepóźniej niż w 2. tygodniu każdego
roku, a kończy nie późniejniepóźniej niż w 11. tygodniu tego roku.
Certyfikację do aukcji głównej rozpoczyna się 14 tygodni przed aukcją
główną, a kończy nie późniejniepóźniej niż w 4. tygodniu przed aukcją główną.
Certyfikacja do aukcji dogrywkowej trwa 5 tygodni i rozpoczyna się w 4.
tygodniu po dniu wejścia w życie rozporządzenia, o którym mowa w art. 39a ust. 4,
a kończy nie późniejniepóźniej niż 14 dni przed rozpoczęciem aukcji dogrywkowej.
Certyfikację do aukcji dodatkowych rozpoczyna się nie późniejniepóźniej niż 16 tygodni
przed aukcjami dodatkowymi, a kończy nie późniejniepóźniej niż w 4. tygodniu przed aukcjami
dodatkowymi.
Certyfikacja do aukcji uzupełniającej trwa nie krócejniekrócej niż 4 tygodnie
i rozpoczyna się nie wcześniejniewcześniej niż po ogłoszeniu ostatecznych wyników aukcji
dodatkowych na dany rok dostaw, a kończy nie późniejniepóźniej niż 10 dni przed rozpoczęciem
aukcji uzupełniającej.
W procesie certyfikacji operator systemu dystrybucyjnego współpracuje
z operatorem w sposób i w terminach określonych w regulaminie rynku mocy,
o którym mowa w art. 83. Operator systemu dystrybucyjnego, którego sieć
dystrybucyjna nie posiada bezpośrednich połączeń z siecią przesyłową, współpracuje
z operatorem za pośrednictwem operatora systemu dystrybucyjnego, z którego siecią
jest połączony, a który jednocześnie posiada bezpośrednie połączenie z siecią
przesyłową.
Operator informuje o datach rozpoczęcia i zakończenia certyfikacji, o których
mowa w ust. 1, na swojej stronie internetowej.
Art. 30.
zmienionyAukcja mocy jest aukcją składającą się z wielu rund z malejącą ceną.
Aukcję rozpoczyna się od ceny maksymalnej, którą obniża się w każdej kolejnej
rundzie.
W przypadku gdy dostawca mocy złożył oświadczenie, o którym mowa
w ust. 9, umowa mocowa może być zawarta w odniesieniu do tej modernizowanej
jednostki wyłącznie po cenie nie mniejszej niż cena minimalna modernizacji. Jeżeli
cena na aukcji spadnie poniżej ceny minimalnej modernizacji, wówczas ta jednostka
zmienia status z modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej na istniejącą
jednostkę rynku mocy wytwórczą o statusie cenobiorcy, w odniesieniu do której jest
oferowany obowiązek mocowy, o którym mowa w art. 24 ust. 1 pkt 6. W takim
przypadku oferowany czas trwania obowiązku mocowego ulega skróceniu do jednego
okresu dostaw.
W danej rundzie aukcji mocy dostawca mocy oferuje w odniesieniu do
jednostki rynku mocy obowiązek mocowy określony w certyfikacie po cenie równej:
cenie określonej w ofercie wyjścia, jeżeli dostawca mocy złożył ofertę wyjścia
w danej lub we wcześniejszej rundzie albo
cenie wywoławczej kolejnej rundy, jeżeli dostawca mocy nie złożył oferty
wyjścia i dana runda nie jest ostatnią rundą aukcji mocy, albo
cenie minimalnej, o której mowa w art. 31 pkt 5, jeżeli dostawca mocy nie złożył
oferty wyjścia i dana runda jest ostatnią rundą aukcji mocy.
W aukcji mocy dostawca mocy może złożyć tylko jedną ofertę wyjścia
w odniesieniu do jednostki rynku mocy.
W odniesieniu do jednostek rynku mocy składających się z:
jednostek fizycznych zagranicznych – przyjmuje się, że oferta wyjścia została
złożona po cenie równej cenie określonej w ofercie przyjętej w aukcji wstępnej,
w oparciu o którą jednostka rynku mocy została certyfikowana;
jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego – przyjmuje się, że oferta
wyjścia składana jest zgodnie z zasadami określonymi w umowie, o której mowa
w art. 6 ust. 3.
Dostawca mocy, w odniesieniu do jednostki rynku mocy posiadającej status:
cenobiorcy, może w aukcji mocy składać oferty wyjścia z ceną mniejszą lub
równą cenie maksymalnej określonej dla cenobiorców;
cenotwórcy, może w aukcji mocy składać oferty wyjścia z ceną nie wyższą niż
cena maksymalna aukcji mocy.
Cena określona w ofercie wyjścia złożonej w danej rundzie:
nie może być wyższa od ceny wywoławczej danej rundy, lecz musi być wyższa
od ceny wywoławczej kolejnej rundy;
nie może być wyższa od ceny maksymalnej określonej dla cenobiorcy, o której
mowa w art. 32 ust. 1 pkt 2, jeżeli oferta dotyczy jednostki rynku mocy o statusie
cenobiorcy;
musi być wyższa od ceny minimalnej, o której mowa w art. 31 pkt 5, jeżeli dana
runda jest ostatnią rundą aukcji.
Dostawca mocy, który w aukcji głównej oferuje obowiązek mocowy na więcej
niż jeden okres dostaw, może jednorazowo skrócić oferowany w odniesieniu do
właściwej jednostki rynku mocy czas trwania obowiązku mocowego do jednego
okresu dostaw, zgłaszając w dowolnej rundzie cenę minimalną wieloletniego
obowiązku mocowego, przy czym cena ta nie może być wyższa niż cena wywoławcza
tej rundy i musi być wyższa niż cena wywoławcza kolejnej rundy. Skrócenie czasu
trwania obowiązku mocowego następuje, gdy obowiązek ten został objęty umową
mocową zawartą po cenie niższej niż cena minimalna wieloletniego obowiązku
mocowego.
Przed rozpoczęciem każdej rundy operator podaje uczestnikom aukcji oraz do
publicznej wiadomości informacje obejmujące co najmniej:
cenę wywoławczą tej i kolejnej rundy;
przybliżoną łączną wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez
dostawców mocy po cenie nie wyższejniemniejszej niż cena minimalna modernizacji. Jeżeli
cena na aukcji spadnie poniżej ceny minimalnej modernizacji, wówczas ta jednostka
zmienia status z modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej na istniejącą
jednostkę rynku mocy wytwórczą o statusie cenobiorcy, w odniesieniu do której jest
oferowany obowiązek mocowy, o którym mowa w art. 24 ust. 1 pkt 6. W takim
przypadku oferowany czas trwania obowiązku mocowego ulega skróceniu do jednego
okresu dostaw.
W danej rundzie aukcji mocy dostawca mocy oferuje w odniesieniu do
jednostki rynku mocy obowiązek mocowy określony w certyfikacie po cenie równej:
cenie określonej w ofercie wyjścia, jeżeli dostawca mocy złożył ofertę wyjścia
w danej lub we wcześniejszej rundzie albo
cenie wywoławczej kolejnej rundy, jeżeli dostawca mocy nie złożył oferty
wyjścia i dana runda nie jest ostatnią rundą aukcji mocy, albo
cenie minimalnej, o której mowa w art. 31 pkt 5, jeżeli dostawca mocy nie złożył
oferty wyjścia i dana runda jest ostatnią rundą aukcji mocy.
W aukcji mocy dostawca mocy może złożyć tylko jedną ofertę wyjścia
w odniesieniu do jednostki rynku mocy.
W odniesieniu do jednostek rynku mocy składających się z:
jednostek fizycznych zagranicznych – przyjmuje się, że oferta wyjścia została
złożona po cenie równej cenie określonej w ofercie przyjętej w aukcji wstępnej,
w oparciu o którą jednostka rynku mocy została certyfikowana;
jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego – przyjmuje się, że oferta
wyjścia składana jest zgodnie z zasadami określonymi w umowie, o której mowa
w art. 6 ust. 3.
Dostawca mocy, w odniesieniu do jednostki rynku mocy posiadającej status:
cenobiorcy, może w aukcji mocy składać oferty wyjścia z ceną mniejszą lub
równą cenie maksymalnej określonej dla cenobiorców;
cenotwórcy, może w aukcji mocy składać oferty wyjścia z ceną niewyższą niż
cena maksymalna aukcji mocy.
Cena określona w ofercie wyjścia złożonej w danej rundzie:
nie może być wyższa od ceny wywoławczej danej rundy, lecz musi być wyższa
od ceny wywoławczej kolejnej rundy;
nie może być wyższa od ceny maksymalnej określonej dla cenobiorcy, o której
mowa w art. 32 ust. 1 pkt 2, jeżeli oferta dotyczy jednostki rynku mocy o statusie
cenobiorcy;
musi być wyższa od ceny minimalnej, o której mowa w art. 31 pkt 5, jeżeli dana
runda jest ostatnią rundą aukcji.
Dostawca mocy, który w aukcji głównej oferuje obowiązek mocowy na więcej
niż jeden okres dostaw, może jednorazowo skrócić oferowany w odniesieniu do
właściwej jednostki rynku mocy czas trwania obowiązku mocowego do jednego
okresu dostaw, zgłaszając w dowolnej rundzie cenę minimalną wieloletniego
obowiązku mocowego, przy czym cena ta nie może być wyższa niż cena wywoławcza
tej rundy i musi być wyższa niż cena wywoławcza kolejnej rundy. Skrócenie czasu
trwania obowiązku mocowego następuje, gdy obowiązek ten został objęty umową
mocową zawartą po cenie niższej niż cena minimalna wieloletniego obowiązku
mocowego.
Przed rozpoczęciem każdej rundy operator podaje uczestnikom aukcji oraz do
publicznej wiadomości informacje obejmujące co najmniej:
cenę wywoławczą tej i kolejnej rundy;
przybliżoną łączną wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez
dostawców mocy po cenie niewyższej niż cena wywoławcza tej rundy.
Dostawca mocy, który w aukcji głównej oferuje obowiązek mocowy
w odniesieniu do modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej i nie złożył dla
tej jednostki oferty wyjścia, może jednorazowo w dowolnej rundzie złożyć
oświadczenie o zamiarze rezygnacji z modernizacji, wraz ze wskazaniem ceny,
poniżej której nie zrealizuje tej modernizacji (cena minimalna modernizacji), przy
czym cena ta nie może być wyższa niż cena wywoławcza tej rundy i musi być wyższa
niż cena wywoławcza kolejnej rundy.
Art. 32.
zmienionyParametrami aukcji głównej są:
wielkości wyznaczające popyt w aukcji, o których mowa w art. 31;
cena maksymalna określona dla cenobiorcy, wyznaczona na podstawie
kapitałowych i operacyjnych kosztów stałych;
maksymalna liczba rund aukcji;
jednostkowe poziomy nakładów inwestycyjnych odniesione do mocy osiągalnej
netto, warunkujące kwalifikację jednostki rynku mocy jako:
nowej jednostki rynku mocy wytwórczej – uprawnionej do oferowania
obowiązków mocowych na nie więcejniewięcej niż 15 okresów dostaw w aukcji
głównej,
nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, modernizowanej jednostki rynku
mocy wytwórczej albo jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania –
uprawnionej do oferowania obowiązków mocowych na nie więcejniewięcej niż
5 okresów dostaw w aukcji głównej;
minimalne wielkości obowiązków mocowych planowanych do pozyskania
w wyniku aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw, którego
dotyczy aukcja główna;
korekcyjne współczynniki dyspozycyjności dla poszczególnych grup
technologii;
maksymalne wolumeny obowiązków mocowych dla stref, o których mowa
w art. 6 ust. 6.
Jednostkowe poziomy nakładów inwestycyjnych, o których mowa
w ust. 1 pkt 4, poniesionych lub planowanych do poniesienia w okresie od stycznia
piątego roku przed rokiem dostaw a rokiem dostaw dotyczą w przypadku:
modernizowanej jednostki rynku mocy – nakładów finansowych na budowę
nowych układów technologicznych lub w zakresie działań na istniejących
układach technologicznych na potrzeby technologiczne tej jednostki;
nowej jednostki rynku mocy – nakładów finansowych na jednostkę fizyczną
wytwórczą tworzącą jednostkę rynku mocy;
jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania – nakładów finansowych na
dostosowanie urządzeń odbiorcy do możliwości świadczenia usług redukcji
zapotrzebowania, na budowę magazynu energii lub wewnętrznego źródła
wytwarzania energii elektrycznej, które będą stanowiły część urządzeń odbiorcy
końcowego energii elektrycznej.
Parametrami aukcji dodatkowych są parametry, o których mowa
w ust. 1 pkt 1–3 i 7, wyznaczane odpowiednio dla kwartałów dostaw oraz parametry,
o których mowa w ust. 1 pkt 6, które były ustalone dla aukcji głównej dla tego samego
roku dostaw, z zastrzeżeniem że na potrzeby aukcji wstępnych do tych aukcji
dodatkowych parametry, o których mowa w ust. 1 pkt 7, pomniejsza się o sumę
obowiązków mocowych zakontraktowanych w toku aukcji głównej na dany rok
dostaw.
Parametrami aukcji uzupełniającej są parametry, o których mowa w ust. 1 pkt
1, 2 i 7, wyznaczane dla okresu dostaw oraz parametry, o których mowa w ust. 1 pkt
3 i 6, które zostały określone w przepisach wydanych na podstawie art. 34 ust. 1 dla
aukcji dodatkowych dla tego samego okresu dostaw.
Art. 34.
zmienionyMinister właściwy do spraw energii, po zasięgnięciu opinii Prezesa
URE, określa, w drodze rozporządzenia, parametry najbliższej aukcji wstępnej,
parametry najbliższej aukcji głównej i najbliższych aukcji dodatkowych, o których
mowa w art. 32 ust. 1 i 3, mając na względzie politykę energetyczną państwa,
adekwatność stosowanych parametrów do potrzeb systemu, zapewnienie
bezpieczeństwa systemu, równoprawne i niedyskryminacyjne traktowanie dostawców
mocy oraz mając na względzie przewidywaną dostępność zdolności przesyłowych
oraz ich udział w zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.
Minister właściwy do spraw energii wydaje rozporządzenie, o którym mowa
w ust. 1, po otrzymaniu propozycji, o której mowa w art. 33a ust. 1, i nie późniejniepóźniej niż
18 tygodni przed rozpoczęciem każdej aukcji głównej.
Art. 34a.
zmienionyParametrami aukcji uzupełniającej są:
zapotrzebowanie na moc wyznaczone zgodnie z wzorem:
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
PZMAU – zapotrzebowanie na moc w danej aukcji uzupełniającej,
POM – wymaganą wielkość obowiązków mocowych dla zapewnienia
spełnienia standardu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do
odbiorców końcowych, określonego w przepisach wydanych na
podstawie art. 68, określoną w ocenie wystarczalności zasobów na
poziomie krajowym, o której mowa w art. 24 rozporządzenia 2019/943,
s – strefy, o których mowa w art. 6 ust. 6,
q – poszczególne kwartały pokrywające się z okresem dostaw, którego
dotyczy dana aukcja uzupełniająca,
WZADqs– maksymalny wolumen obowiązków mocowych dla kwartału q i strefy
s określony na potrzeby aukcji dodatkowych w przepisach wydanych na
podstawie art. 34 ust. 1,
∑OMqs – sumę aktywnych obowiązków mocowych, zakontraktowanych w toku
aukcji głównej i aukcji dodatkowej, obejmujących kwartał q i strefę s,
∑OMAG – sumę aktywnych obowiązków mocowych dotyczących danego roku
dostaw, które zostały zakontraktowane w toku aukcji głównej na ten rok
dostaw oraz w aukcjach głównych na wcześniejsze okresy dostaw,
∑OMADq – sumę aktywnych obowiązków mocowych zakontraktowanych
w toku aukcji dodatkowej, obejmujących kwartał q;
parametr wyznaczający wielkość mocy poniżej zapotrzebowania na moc
w aukcji uzupełniającej, dla której cena osiąga wartość maksymalną, wynoszący
0 %;
parametr wyznaczający wielkość mocy ponad zapotrzebowanie na moc w aukcji
uzupełniającej, dla której cena osiąga wartość minimalną równą
0,01 zł/kW/miesiąc, wynoszący 30 %;
maksymalne wolumeny obowiązków mocowych w aukcjach wstępnych do
aukcji uzupełniającej dla stref, o których mowa w art. 6 ust. 6, wyznaczone
zgodnie ze wzorem:
WZAUs = max (min q (WZADqs − ∑ OMqs) ; 0)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
WZAUs – maksymalny wolumen obowiązków mocowych w aukcji wstępnej do
aukcji uzupełniającej dla danej strefy s,
s – strefy, o których mowa w art. 6 ust. 6,
q – poszczególne kwartały pokrywające się z okresem dostaw, którego
dotyczy dana aukcja uzupełniająca,
WZADqs – maksymalny wolumen obowiązków mocowych dla kwartału q i strefy
s określony na potrzeby aukcji dodatkowej w przepisach wydanych na
podstawie art. 34 ust. 1,
∑OMqs – sumę aktywnych obowiązków mocowych, zakontraktowanych w toku
aukcji głównej i aukcji dodatkowej, obejmujących kwartał q i strefę s;
cena maksymalna określona dla cenobiorcy, wyznaczona na podstawie
kapitałowych i operacyjnych kosztów stałych, z wyłączeniem jednostek objętych
obowiązkiem mocowym w okresie dostaw pokrywającym się z okresem dostaw,
na który jest przeprowadzana aukcja uzupełniająca, przy czym cena ta nie może
być wyższa niż 72 euro/kW;
pozostałe parametry aukcji, o których mowa w art. 31 pkt 2 i 3
oraz art. 32 ust. 1 pkt 3 i 6, określone w przepisach wydanych na podstawie
art. 34 ust. 1 dla aukcji dodatkowych obejmujących okresy dostaw pokrywające
się z okresem dostaw, na który jest przeprowadzana aukcja uzupełniająca.
Przez aktywne obowiązki mocowe, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i 4,
rozumie się obowiązki mocowe ujęte w umowach mocowych, które nie zostały
rozwiązane.
Na potrzeby wyznaczenia parametru, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, po
zakończeniu aukcji dodatkowych na dany okres dostaw i nie późniejniepóźniej niż 30 dni przed
terminem, o którym mowa w art. 34b ust. 2, operator opracowuje ocenę
wystarczalności zasobów na poziomie krajowym, o której mowa
w art. 24 rozporządzenia 2019/943, albo jej aktualizację, z uwzględnieniem wyników
przeprowadzonych aukcji dodatkowych na dany rok dostaw.
Operator publikuje na swojej stronie internetowej ocenę wystarczalności
zasobów na poziomie krajowym, o której mowa w ust. 3, albo jej aktualizację,
niezwłocznie po zasięgnięciu opinii ministra właściwego do spraw energii oraz
Prezesa URE. Minister właściwy do spraw energii oraz Prezes URE przedstawiają
opinie w terminie 7 dni od dnia przedłożenia przez operatora oceny wystarczalności
zasobów na poziomie krajowym albo jej aktualizacji.
Równowartość wyrażonej w euro ceny, o której mowa w ust. 1 pkt 5, oblicza
się w złotych według średniego kursu euro ogłaszanego przez Narodowy Bank Polski
w tabeli kursów w dniu przedłożenia przez operatora proponowanych parametrów
aukcji uzupełniającej na dany okres dostaw.
Art. 35.
zmienionyW przypadku wystąpienia awarii dedykowanego systemu
teleinformatycznego, za pomocą którego aukcja jest lub ma zostać przeprowadzona:
Prezes URE może, na wniosek operatora, wstrzymać rozpoczęcie aukcji mocy,
w drodze postanowienia;
operator może wstrzymać, nie dłużejniedłużej niż na 24 godziny, rozpoczęcie aukcji mocy
lub zawiesić rozpoczętą aukcję mocy, niezwłocznie powiadamiając Prezesa URE
oraz ministra właściwego do spraw energii wraz z podaniem przyczyn jej
wstrzymania lub zawieszenia.
Prezes URE niezwłocznie po ustaniu przyczyn wstrzymania aukcji mocy
ogłasza, w drodze postanowienia, nowy termin rozpoczęcia wstrzymanej aukcji mocy.
Operator wznawia zawieszoną aukcję mocy niezwłocznie po ustaniu przyczyn
jej zawieszenia.
Na postanowienie, o którym mowa w ust. 1 pkt 1 i ust. 2, nie przysługuje
zażalenie.
Art. 36.
zmienionyAukcja mocy kończy się, gdy zakończyła się:
runda, w której łączna wielkość obowiązków mocowych, dla których nie zostały
złożone oferty wyjścia, z uwzględnieniem złożonych oświadczeń o rezygnacji
z modernizacji, jest nie większaniewiększa niż popyt na moc lub
ostatnia runda.
Operator wskazuje jednostki rynku mocy, w odniesieniu do których w wyniku
aukcji mocy zostaną zawarte umowy mocowe, uwzględniając:
wyznaczony popyt na moc;
złożone oferty wyjścia oraz oświadczenia o rezygnacji z modernizacji;
niepodzielność obowiązków mocowych oferowanych w aukcji.
Ze względu na warunek niepodzielności, o którym mowa w ust. 2 pkt 3, na
podstawie analizy kosztów i korzyści sporządzonej w sposób określony w regulaminie
rynku mocy, o którym mowa w art. 83, łączna wielkość obowiązków mocowych, dla
których zawiera się umowy mocowe, może być mniejsza lub większa niż ustalony
popyt na moc w rundzie kończącej.
W przypadku gdy aukcja mocy zakończyła się w sposób, o którym mowa
w ust. 1 pkt 1, ceną zamknięcia aukcji mocy jest najwyższa cena, po której
zaoferowano obowiązek mocowy w odniesieniu do jednostek rynku mocy, o których
mowa w ust. 2.
W przypadku gdy aukcja mocy zakończyła się w sposób, o którym mowa
w ust. 1 pkt 2, a łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez
dostawców mocy jest większa niż popyt na moc, jako cenę zamknięcia aukcji mocy
przyjmuje się cenę, o której mowa w art. 31 pkt 5, a umowy mocowe zawiera się
w odniesieniu do wszystkich jednostek rynku mocy, dla których dostawcy mocy nie
złożyli ofert wyjścia, uwzględniając złożone oświadczenia o rezygnacji
z modernizacji.
Na potrzeby wyznaczenia listy jednostek rynku mocy, które zostaną objęte
umowami mocowymi w wyniku aukcji mocy, w przypadku jednostek, w odniesieniu
do których złożono oferty wyjścia z jednakową ceną, oferty szereguje się w pierwszej
kolejności według kolejnych najniższych jednostkowych wskaźników emisji
dwutlenku węgla, a w drugiej kolejności według czasu złożenia ofert wyjścia.
W przypadku zakończenia aukcji mocy, w wyniku której obowiązkiem
mocowym zostały objęte jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych
zagranicznych, ceną obowiązków mocowych dla wszystkich takich jednostek
w poszczególnych strefach, o których mowa w art. 6 ust. 6, jest najwyższa cena
w ofercie wyjścia dotyczącej jednostki rynku mocy objętej obowiązkiem mocowym
zlokalizowanej w danej strefie.
Art. 39a.
zmienionyJeżeli po przeprowadzeniu aukcji głównej operator stwierdzi, że nie
będzie zapewnione średnioterminowe lub długoterminowe bezpieczeństwo dostaw
energii elektrycznej do odbiorców końcowych, przekazuje ministrowi właściwemu do
spraw energii oraz Prezesowi URE, nie później niż do dnia 28 lutego roku
następującego po roku przeprowadzenia aukcji głównej:
rekomendację dotyczącą potrzeby przeprowadzenia aukcji dogrywkowej dla
okresu dostaw, którego dotyczyła dana aukcja główna;
uzasadnienie rekomendacji, o której mowa w pkt 1, zawierające wyniki analizy
bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej z uwzględnieniem wyników aukcji
głównej;
propozycję parametrów aukcji dogrywkowej, o których mowa
w art. 32 ust. 1 pkt 1–4, 6 i 7.
Operator w terminie 3 dni od dnia wejścia w życie rozporządzenia, o którym
mowa w ust. 4, ogłasza datę:
aukcji wstępnej do aukcji dogrywkowej;
rozpoczęcia i zakończenia certyfikacji do aukcji dogrywkowej;
aukcji dogrywkowej.
W terminie 7 dni od dnia otrzymania, zgodnie z ust. 1 pkt 3, proponowanych
parametrów aukcji dogrywkowej, o których mowa w art. 32 ust. 1 pkt 1–4, 6 i 7,
Prezes URE przekazuje ministrowi właściwemu do spraw energii propozycję
parametru, o którym mowa w art. 31 pkt 1, w odniesieniu do aukcji dogrywkowej.
Prezes URE, przygotowując propozycję parametru, o której mowa w ust. 2,
może przyjąć propozycje przekazane przez operatora zgodnie z ust. 1 lub
zaproponować inne wielkości.
Minister właściwy do spraw energii, po dokonaniu oceny:
rekomendacji, o której mowa w ust. 1 pkt 1,
uzasadnienia, o którym mowa w ust. 1 pkt 2,
propozycji parametrów aukcji dogrywkowej, o których mowa
w art. 32 ust. 1 pkt 1–4, 6 i 7
– może określić, po zasięgnięciu opinii Prezesa URE, w drodze rozporządzenia, do
dnia 30 kwietnia roku następującego po roku przeprowadzenia aukcji głównej,
parametry aukcji dogrywkowej, mając na względzie politykę energetyczną państwa,
adekwatność stosowanych parametrów do potrzeb systemu, zapewnienie
bezpieczeństwa systemu, równoprawne i nie-dyskryminacyjneniepóźniej niż do dnia 28 lutego roku
następującego po roku przeprowadzenia aukcji głównej:
rekomendację dotyczącą potrzeby przeprowadzenia aukcji dogrywkowej dla
okresu dostaw, którego dotyczyła dana aukcja główna;
uzasadnienie rekomendacji, o której mowa w pkt 1, zawierające wyniki analizy
bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej z uwzględnieniem wyników aukcji
głównej;
propozycję parametrów aukcji dogrywkowej, o których mowa
w art. 32 ust. 1 pkt 1–4, 6 i 7.
Operator w terminie 3 dni od dnia wejścia w życie rozporządzenia, o którym
mowa w ust. 4, ogłasza datę:
aukcji wstępnej do aukcji dogrywkowej;
rozpoczęcia i zakończenia certyfikacji do aukcji dogrywkowej;
aukcji dogrywkowej.
W terminie 7 dni od dnia otrzymania, zgodnie z ust. 1 pkt 3, proponowanych
parametrów aukcji dogrywkowej, o których mowa w art. 32 ust. 1 pkt 1–4, 6 i 7,
Prezes URE przekazuje ministrowi właściwemu do spraw energii propozycję
parametru, o którym mowa w art. 31 pkt 1, w odniesieniu do aukcji dogrywkowej.
Prezes URE, przygotowując propozycję parametru, o której mowa w ust. 2,
może przyjąć propozycje przekazane przez operatora zgodnie z ust. 1 lub
zaproponować inne wielkości.
Minister właściwy do spraw energii, po dokonaniu oceny:
rekomendacji, o której mowa w ust. 1 pkt 1,
uzasadnienia, o którym mowa w ust. 1 pkt 2,
propozycji parametrów aukcji dogrywkowej, o których mowa
w art. 32 ust. 1 pkt 1–4, 6 i 7
– może określić, po zasięgnięciu opinii Prezesa URE, w drodze rozporządzenia, do
dnia 30 kwietnia roku następującego po roku przeprowadzenia aukcji głównej,
parametry aukcji dogrywkowej, mając na względzie politykę energetyczną państwa,
adekwatność stosowanych parametrów do potrzeb systemu, zapewnienie
bezpieczeństwa systemu, równoprawne i niedyskryminacyjne traktowanie dostawców
mocy oraz mając na względzie przewidywaną dostępność zdolności przesyłowych
oraz ich udział w zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.
Parametrami aukcji dogrywkowej są parametry, o których mowa
w art. 32 ust. 1 pkt 1–4, 6 i 7, przy czym parametry, o których mowa
w art. 32 ust. 1 pkt 7, wyznacza się odpowiednio dla stref, o których mowa
w art. 6 ust. 6, jako różnicę między tymi parametrami określonymi w przepisach
wydanych na podstawie art. 34 ust. 1, w odniesieniu do aukcji głównej dla okresu
dostaw, dla którego będzie prowadzona aukcja dogrywkowa i wolumenów
obowiązków mocowych, którymi zostały objęte jednostki rynku mocy zagraniczne
w toku tej aukcji głównej.
Aukcję wstępną do aukcji dogrywkowej prowadzi się zgodnie z zasadami
i warunkami dotyczącymi aukcji wstępnej do aukcji głównej, przy czym aukcja
wstępna do aukcji dogrywkowej jest organizowana w 2. tygodniu po dniu wejścia
w życie rozporządzenia, o którym mowa w ust. 4.
Certyfikację do aukcji dogrywkowej prowadzi się zgodnie z zasadami
i warunkami dotyczącymi certyfikacji do aukcji głównej, z zastrzeżeniem że do
udziału w tej certyfikacji mogą zostać zgłoszone wyłącznie jednostki nieobjęte
obowiązkiem mocowym obejmującym okres dostaw, którego dotyczy dana aukcja
dogrywkowa.
Przepisy działów II–IV, przepisy wydane na podstawie art. 51, art. 68 i art. 76
oraz postanowienia regulaminu rynku mocy, o którym mowa w art. 83, dotyczące
certyfikacji do aukcji głównej, aukcji głównej i aukcji wstępnej do aukcji głównej,
wykonania obowiązku mocowego powstałego w wyniku umów mocowych zawartych
w wyniku aukcji głównej i umów mocowych zawartych w wyniku aukcji głównej,
stosuje się odpowiednio do certyfikacji do aukcji dogrywkowej, aukcji dogrywkowej
i aukcji wstępnej do aukcji dogrywkowej, wykonania obowiązku mocowego powsta-
łego w wyniku umów mocowych zawartych w wyniku aukcji dogrywkowej i umów
mocowych zawartych w wyniku aukcji dogrywkowej.
Aukcja dogrywkowa jest przeprowadzana do 11. tygodnia od dnia wejścia
w życie rozporządzenia, o którym mowa w ust. 4.
Art. 3a.
zmienionyLimit emisji uznaje się za spełniony przez jednostkę rynku mocy, jeśli
żadna z jednostek wytwórczych wchodzących w skład jednostek fizycznych
tworzących daną jednostkę rynku mocy nie przekroczyła limitu emisji w danym roku
dostaw.
Jednostkowa emisja dwutlenku węgla w odniesieniu do jednostki wytwórczej
wyznaczana jest zgodnie z wzorem:
EJ = 0,0036 ∙ (1 − tCO2) ∙ ∑ Up ∙ WEp
proj
gdzie:
EJ – oznacza jednostkową emisję dwutlenku węgla danej jednostki
wytwórczej, wyrażoną w gCO2/kWh,
tCO2 – oznacza udział emisji dwutlenku węgla, która została przeniesiona
z jednostki wytwórczej, a następnie wykorzystana w sposób, o którym
mowa w art. 49 ust. 1 lit. a lub b rozporządzenia wykonawczego
Komisji (UE) 2018/2066 z dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie
monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych
na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady
oraz zmieniającego rozporządzenie Komisji (UE) nr 601/2012 (Dz. Urz.
UE L 334 z 31.12.2018, str. 1, z późn. zm.2)), w całkowitej emisji tej
jednostki, wyrażony w %,
p – oznacza paliwo,
n – oznacza liczbę paliw wykorzystywanych w danej jednostce wytwórczej,
Up – oznacza udział energetyczny danego paliwa w całym paliwie
dostarczanym do danej jednostki wytwórczej, w okresie całego roku
kalendarzowego, wyrażony w %,
WEp – oznacza wskaźnik emisji dwutlenku węgla dla danego paliwa,
wyznaczony tak jak na potrzeby raportowania emisji określonych
w rozporządzeniu wykonawczym Komisji (UE) 2018/2066 z dnia
19 grudnia 2018 r. w sprawie monitorowania i raportowania w zakresie
emisji gazów cieplarnianych na podstawie dyrektywy 2003/87/WE
Parlamentu Europejskiego i Rady oraz zmieniającym rozporządzenie
Komisji (UE) nr 601/2012, wyrażony w kgCO2/TJ,
proj – oznacza sprawność w warunkach projektowych wytwarzania energii
elektrycznej w danej jednostce wytwórczej, liczoną jako iloraz mocy
elektrycznej netto i całkowitego zużycia paliwa, w warunkach
projektowych przy mocy osiągalnej netto, uwzględniając wyniki
pomiarów eksploatacyjnych, gwarancyjnych lub pomodernizacyjnych
w zależności od tego, które z nich są najnowsze.
W przypadku magazynów energii elektrycznej wchodzących w skład
jednostek fizycznych tworzących daną jednostkę rynku mocy, na potrzeby weryfikacji
spełnienia limitu emisji, przyjmuje się, że wskaźnik jednostkowej emisji dwutlenku
węgla EJ w przypadku magazynów energii elektrycznej:
niepołączonych bezpośrednio z jednostką wytwórczą i zasilanych wyłącznie
z sieci – jest równy zero;
połączonych bezpośrednio z jedną lub z większą liczbą jednostek wytwórczych
– jest równy najwyższemu spośród wskaźników jednostkowej emisji dwutlenku
węgla wyznaczonych odpowiednio dla bezpośrednio połączonych jednos-tektCO2 – oznacza udział emisji dwutlenku węgla, która została przeniesiona
z jednostki wytwórczej, a następnie wykorzystana w sposób, o którym
mowa w art. 49 ust. 1 lit. a lub b rozporządzenia wykonawczego
Komisji (UE) 2018/2066 z dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie
monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych
na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady
oraz zmieniającego rozporządzenie Komisji (UE) nr 601/2012 (Dz. Urz.
UE L 334 z 31.12.2018, str. 1, z późn. zm.2)), w całkowitej emisji tej
jednostki, wyrażony w %,
p – oznacza paliwo,
n – oznacza liczbę paliw wykorzystywanych w danej jednostce
wytwórczej,
Up – oznacza udział energetyczny danego paliwa w całym paliwie
dostarczanym do danej jednostki wytwórczej, w okresie całego roku
kalendarzowego, wyrażony w %,
WEp – oznacza wskaźnik emisji dwutlenku węgla dla danego paliwa,
wyznaczony tak jak na potrzeby raportowania emisji określonych
w rozporządzeniu wykonawczym Komisji (UE) 2018/2066 z dnia
19 grudnia 2018 r. w sprawie monitorowania i raportowania w zakresie
emisji gazów cieplarnianych na podstawie dyrektywy 2003/87/WE
Parlamentu Europejskiego i Rady oraz zmieniającym rozporządzenie
Komisji (UE) nr 601/2012, wyrażony w kgCO2/TJ,
proj – oznacza sprawność w warunkach projektowych wytwarzania energii
elektrycznej w danej jednostce wytwórczej, liczoną jako iloraz mocy
elektrycznej netto i całkowitego zużycia paliwa, w warunkach
projektowych przy mocy osiągalnej netto, uwzględniając wyniki
pomiarów eksploatacyjnych, gwarancyjnych lub pomodernizacyjnych
w zależności od tego, które z nich są najnowsze.
W przypadku magazynów energii elektrycznej wchodzących w skład
jednostek fizycznych tworzących daną jednostkę rynku mocy, na potrzeby weryfikacji
spełnienia limitu emisji, przyjmuje się, że wskaźnik jednostkowej emisji dwutlenku
węgla EJ w przypadku magazynów energii elektrycznej:
niepołączonych bezpośrednio z jednostką wytwórczą i zasilanych wyłącznie
z sieci – jest równy zero;
połączonych bezpośrednio z jedną lub z większą liczbą jednostek wytwórczych
– jest równy najwyższemu spośród wskaźników jednostkowej emisji dwutlenku
węgla wyznaczonych odpowiednio dla bezpośrednio połączonych jednostek
wytwórczych.
Art. 4.
zmienionyOperator przeprowadza aukcje praw do oferowania obowiązku
mocowego w aukcjach mocy w odniesieniu do jednostek rynku mocy składających się
z jednostek fizycznych zagranicznych, zwane dalej „aukcjami wstępnymi”.
Operator przeprowadza aukcje wstępne:
do aukcji głównej i aukcji dodatkowych – po wejściu w życie rozporządzenia,
o którym mowa w art. 34 ust. 1, nie późniejniepóźniej jednak niż 2 tygodnie przed
certyfikacją do aukcji głównej;
do aukcji uzupełniającej – po ogłoszeniu parametrów aukcji uzupełniającej,
o którym mowa w art. 34b ust. 2 albo art. 3 ust. 2 ustawy z dnia 24 stycznia
2025 r. o zmianie ustawy o rynku mocy (Dz. U. poz. 159), nie późniejniepóźniej jednak niż
przed rozpoczęciem certyfikacji do aukcji uzupełniającej.
Aukcję wstępną, aukcję główną, aukcje dodatkowe oraz aukcję uzupełniającą
prowadzi się w postaci elektronicznej za pomocą dedykowanego systemu
teleinformatycznego.
Operator informuje o terminie przeprowadzenia aukcji wstępnej, aukcji
głównej, aukcji dodatkowych oraz aukcji uzupełniającej na swojej stronie
internetowej.
Oferty i oświadczenia składane podczas aukcji wstępnej, aukcji głównej,
aukcji dodatkowych oraz aukcji uzupełniającej dostawca mocy opatruje
kwalifikowanym podpisem elektronicznym.
Art. 44a.
zmienionyW trakcie trwania okresu rezygnacji, o którym mowa w art. 24a ust. 3
ustawy z dnia 30 kwietnia 2004 r. o postępowaniu w sprawach dotyczących pomocy
publicznej (Dz. U. z 20252026 r. poz. 468),500), w odniesieniu do danej jednostki rynku mocy
przyjmuje się, że jej obowiązek mocowy wynosi zero.
Art. 47a.
zmienionyW przypadku umowy mocowej zawartej na więcej niż 1 okres
dostaw w odniesieniu do nowej lub modernizowanej jednostki rynku mocy
wytwórczej, dla której uległa zmianie moc osiągalna netto jednostki fizycznej
wytwórczej tworzącej tę jednostkę rynku mocy, a zmiana ta nie była większa niż 5 %
mocy określonej w certyfikacji do aukcji głównej, w wyniku której dana jednostka
rynku mocy zawarła tę umowę mocową, dostawca mocy może wystąpić do operatora
z wnioskiem o dokonanie zmiany tej mocy.
Wniosek, o którym mowa w ust. 1, zawiera uzasadnienie zmiany i może
zostać złożony przez dostawcę mocy jednokrotnie, nie późniejniepóźniej niż z chwilą
przedstawienia informacji, o których mowa w art. 52 ust. 2.
Na podstawie wniosku, o którym mowa w ust. 1, w terminie 14 dni od dnia
otrzymania tego wniosku, operator dokonuje zmiany iloczynu mocy osiągalnej netto
i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności ujętego w certyfikacie oraz,
w przypadku zmniejszenia mocy osiągalnej netto, proporcjonalnego zmniejszenia
wielkości obowiązku mocowego określonego w umowie mocowej, przez wpis
zaktualizowanych danych w rejestrze. Zmniejszenie wielkości obowiązku mocowego
skutkuje odpowiednio zmniejszeniem wysokości wynagrodzenia należnego dostawcy
mocy za wykonywanie obowiązku mocowego zgodnie z zawartą umową mocową oraz
zatrzymaniem przez operatora odpowiedniej części zabezpieczenia finansowego,
o którym mowa w art. 50 ust. 1.
W przypadku dokonania zmian, o których mowa w ust. 3, spełnienie
obowiązków, o których mowa w art. 52, odnosi się do zmienionej mocy osiągalnej
netto.
W przypadku dokonania zmian, o których mowa w ust. 3, w ramach
niezależnej ekspertyzy, o której mowa w art. 52 ust. 2 pkt 3, dostawca mocy
przedstawia operatorowi dodatkowo potwierdzenie dotyczące wielkości zmienionej
mocy osiągalnej netto.
Art. 47b.
zmienionyW przypadku umowy mocowej zawartej na więcej niż 1 okres
dostaw w odniesieniu do nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, która w okresie
dostaw nie będzie spełniała limitu emisji, dostawca mocy może złożyć do operatora
oświadczenie o jej wypowiedzeniu.
W przypadku niewskazania operatorowi przez dostawcę mocy umów
mocowych, o których mowa w ust. 3, w terminie 14 dni od dnia rozpoczęcia
pierwszego okresu dostaw określonego w umowie wypowiadanej, oświadczenie,
o którym mowa w ust. 1, nie wywołuje skutków prawnych.
Od chwili złożenia oświadczenia, o którym mowa w ust. 1, realizacja
postanowień umowy mocowej, o których mowa w art. 42 ust. 1 pkt 4 lit. c, zostaje
zawieszona.
Umowa mocowa, w odniesieniu do której złożono oświadczenie, o którym
mowa w ust. 1, zwana dalej „umową wypowiadaną”, ulega rozwiązaniu z chwilą
wskazania operatorowi przez dostawcę mocy:
umowy mocowej spełniającej wymagania określone w ust. 4 pkt 1 oraz ust. 5 i 6,
zawartej w toku aukcji mocy przeprowadzonej po złożeniu oświadczenia,
o którym mowa w ust. 1, i nie późniejniepóźniej niż 12 miesięcy przed rozpoczęciem
pierwszego okresu dostaw umowy wypowiadanej, oraz
umowy mocowej spełniającej wymagania określone w ust. 4 pkt 2 i ust. 6,
zawartej w toku aukcji mocy przeprowadzonej po złożeniu oświadczenia,
o którym mowa w ust. 1, i przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw
umowy wypowiadanej.
Wielkość obowiązku mocowego objętego umową mocową, o której mowa
w ust. 3:
pkt 1 – nie może być mniejsza niż 80 % obowiązku mocowego objętego umową
wypowiadaną;
pkt 2 – nie może być mniejsza od różnicy 110 % obowiązku mocowego objętego
umową wypowiadaną i obowiązku mocowego objętego umową mocową,
o której mowa w ust. 3 pkt 1.
Umowa mocowa, o której mowa w ust. 3 pkt 1, dotyczy wyłącznie nowej
jednostki rynku mocy wytwórczej składającej się z jednostki fizycznej wytwórczej
zlokalizowanej w tym samym powiecie co jednostka fizyczna objęta umową
wypowiadaną.
Umowa mocowa, o której mowa w ust. 3 pkt 1 i 2:
dotyczy nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, która w okresie dostaw będzie
spełniała limit emisji, oraz
obejmuje co najmniej taką samą liczbę okresów dostaw co umowa wypowiadana,
oraz
jest zawarta przez dostawcę mocy będącego stroną umowy wypowiadanej albo
przez podmiot należący do grupy kapitałowej, w rozumieniu art. 4 pkt 14 ustawy
z dnia 16 lutego 2007 r. o ochronie konkurencji i konsumentów (Dz. U. z 20242025 r.
poz. 1616),1714), do której należy ten dostawca mocy, z uwzględnieniem ust. 7.
W przypadku gdy nie jest możliwe określenie przedsiębiorcy sprawującego
kontrolę, w rozumieniu art. 4 pkt 4 ustawy z dnia 16 lutego 2007 r. o ochronie
konkurencji i konsumentów, nad dostawcą mocy będącym spółką kapitałową, umowa
mocowa, o której mowa w ust. 3 pkt 1 lub 2, może być zawarta przez podmiot
wchodzący w skład grupy kapitałowej, do której należy podmiot posiadający co
najmniej 50 % udziałów lub akcji w kapitale zakładowym dostawcy mocy.
W przypadku rozwiązania umowy mocowej, zgodnie z ust. 3, operator:
zwalnia zabezpieczenie finansowe, o którym mowa w art. 50 ust. 1;
umarza kary, o których mowa w art. 47 ust. 2, jeżeli stały się należne
w odniesieniu do tej umowy.
W odniesieniu do umów mocowych, o których mowa w ust. 3, przepisów
art. 47a nie stosuje się.
Art. 49a.
zmienionyPrzepisu art. 48 ust. 2 pkt 2 lit. f nie stosuje się w odniesieniu do:
obowiązku mocowego, który powstał nie późniejniepóźniej niż w dniu 31 grudnia 2019 r.
w wyniku aukcji mocy, również w przypadku, gdy ten obowiązek mocowy został
przeniesiony, w całości lub w części, na inną jednostkę rynku mocy w wyniku
transakcji na rynku wtórnym, niezależnie od liczby transakcji, którym podlegał;
jednostki rynku mocy, która uzyskała certyfikat na dany okres dostaw
w certyfikacji do aukcji mocy przeprowadzonej przed aukcją główną na rok
dostaw 2025, jeżeli przed zgłoszeniem do rejestru transakcji w zakresie obrotu
wtórnego obowiązkiem mocowym dostawca mocy złożył poprzez rejestr
oświadczenie o planowanym spełnieniu limitu emisji w danym roku dostaw;
obowiązku mocowego, który powstał w wyniku zawarcia umowy mocowej
w ramach aukcji uzupełniającej, również w przypadku, gdy ten obowiązek
mocowy został przeniesiony, w całości lub w części, na inną jednostkę rynku
mocy w wyniku transakcji na rynku wtórnym, niezależnie od liczby transakcji,
którym podlegał.
Art. 49c.
zmienionyDo umów, których przedmiotem jest obrót wtórny obowiązkiem
mocowym lub realokacja wielkości wykonania obowiązku mocowego, o których
mowa w art. 48 ust. 1, przepisów ustawy z dnia 11 września 2019 r. – Prawo
zamówień publicznych (Dz. U. z 20242026 r. poz. 1320)793) nie stosuje się.
Art. 52.
zmienionyDostawca mocy, który w wyniku aukcji głównej zawarł umowę
mocową dotyczącą nowej albo modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej,
w terminie 24 miesięcy od dnia ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji mocy,
przedstawia operatorowi dokumenty potwierdzające:
poniesienie nakładów inwestycyjnych w wysokości co najmniej 10 %
wymaganych nakładów inwestycyjnych, obliczonych jako iloczyn mocy
osiągalnej netto danej jednostki rynku mocy i jednostkowego poziomu nakładów
inwestycyjnych określonego dla danej aukcji głównej, o którym mowa
odpowiednio w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. a albo b;
zawarcie umów związanych z inwestycją o łącznej wartości wynoszącej co
najmniej 20 % wymaganych nakładów inwestycyjnych, obliczonych jako
iloczyn mocy osiągalnej netto danej jednostki rynku mocy i jednostkowego
poziomu nakładów inwestycyjnych określonego dla danej aukcji głównej,
o którym mowa odpowiednio w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. a albo b.
Dostawca mocy, który w wyniku aukcji głównej zawarł umowę mocową na
więcej niż 1 rok dostaw, przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw, którego
dotyczy zawarta umowa mocowa, przedstawia operatorowi:
w przypadku nowej lub modernizowanej jednostki rynku mocy – dokumenty
potwierdzające możliwość dostarczenia mocy przez tę jednostkę, w wielkości
nie
mniejszejniemniejszej niż 95 % obowiązku mocowego tej jednostki, przez ciągłą pracę
przez okres co najmniej godziny;
dokumenty potwierdzające zrealizowanie zakresu rzeczowego inwestycji
odpowiadającego nakładom finansowym, o których mowa w pkt 3 lit. a;
w przypadku nowej jednostki rynku mocy wytwórczej – wykaz punktów
pomiarowych przyporządkowanych jednostce fizycznej tworzącej daną
jednostkę rynku mocy;
niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
poniesienie nakładów finansowych na daną jednostkę rynku mocy
w wysokości nie mniejszejniemniejszej niż wymagany poziom nakładów, obliczony jako
iloczyn mocy osiągalnej netto danej jednostki rynku mocy i jednostkowego
poziomu nakładów finansowych określonego dla danej aukcji głównej,
o którym mowa odpowiednio w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. a albo b, oraz
spełnienie wymagań emisyjnych, o których mowa odpowiednio
w art. 19 ust. 2 pkt 2 lit. b, ust. 3 pkt 4 lit. b, lub parametrów technicznych,
o których mowa w art. 20 ust. 4 pkt 2 lit. b, oraz
spełnienie limitu emisji, o którym mowa odpowiednio
w art. 19 ust. 2 pkt 2 lit. ba i w ust. 3 pkt 4 lit. ba lub w art. 20
ust. 4 pkt 2 lit. b tiret drugie,
spełnienie parametru, o którym mowa odpowiednio w art. 25 ust. 5 pkt 1
albo 2 – w przypadku jednostki rynku mocy wytwórczej, która na podstawie
art. 25 ust. 5, w wyniku aukcji głównej zawarła umowę mocową na okres
dłuższy niż wynikający z art. 25 ust. 4;
wielkość pomocy publicznej, o której mowa w art. 62 ust. 1, udzielonej do dnia
przedstawienia tej informacji.
W przypadku, o którym mowa w art. 47 ust. 2, w odniesieniu do danej
jednostki rynku mocy, informacje, o których mowa w ust. 2, wraz z niezależną
ekspertyzą, o której mowa w ust. 2 pkt 3, obejmują okres do dnia przedstawienia tych
informacji.
Operator potwierdza spełnienie przez dostawcę mocy wymagań, o których
mowa w ust. 1 i 2, przez wpis do rejestru.
Art. 53.
zmienionyW przypadku niepotwierdzonej jednostki rynku mocy:
objętej umową mocową – nie późniejniepóźniej niż na miesiąc przed rozpoczęciem okresu
dostaw określonego w umowie mocowej,
nieobjętej umową mocową – nie późniejniepóźniej niż na miesiąc przed rozpoczęciem
ostatniego kwartału roku dostaw określonego w certyfikacie wydanym dla tej
jednostki rynku mocy
– dostawca mocy wykonuje test zdolności redukcji zapotrzebowania, zwany dalej
„testem”, polegający na dostarczaniu mocy w sposób ciągły przez okres co najmniej
godziny.
Test przeprowadza operator po otrzymaniu od dostawcy mocy zgłoszenia
o gotowości do przeprowadzenia testu. W przypadku jednostki rynku mocy redukcji
zapotrzebowania, w skład której wchodzą jednostki fizyczne przyłączone do sieci
dystrybucyjnej, operator przeprowadza test we współpracy z operatorem systemu
dystrybucyjnego.
Zgłoszenie, o którym mowa w ust. 2, nie może dotyczyć jednostki rynku mocy
redukcji zapotrzebowania, w której skład wchodzi jednostka redukcji
zapotrzebowania planowana, która nie została zastąpiona w całości przez dostawcę
mocy jedną lub większą ilością jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania.
Jeżeli w wyniku testu dostawca mocy dostarczył moc w wysokości:
nie mniejszejniemniejszej niż 80 % iloczynu mocy osiągalnej i korekcyjnego współczynnika
dyspozycyjności wskazanych w certyfikacie, uznaje się to za pozytywny wynik
testu, a operator wydaje potwierdzenie zdolności redukcji zapotrzebowania;
mniejszej niż 80 % iloczynu mocy osiągalnej i korekcyjnego współczynnika
dyspozycyjności wskazanych w certyfikacie, uznaje się to za negatywny wynik
testu.
Dostawca mocy, na podstawie wniosku złożonego nie późniejniepóźniej niż 3 dni
robocze od dnia uzyskania od operatora informacji o wyniku testu, otrzymuje
potwierdzenie, o którym mowa w ust. 4 pkt 1, mimo negatywnego wyniku testu, jeżeli
dostarczył moc w wysokości nie mniejszejniemniejszej niż 50 % iloczynu mocy osiągalnej i
korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności wskazanego w certyfikacie.
Potwierdzenie określa moc osiągalną odpowiadającą rzeczywiście wykonanemu
obowiązkowi mocowemu podczas testu. W takim przypadku obowiązek mocowy tej
jednostki oraz moc osiągalną obniża się odpowiednio. Zmniejszenie wielkości
obowiązku mocowego skutkuje odpowiednio zmniejszeniem wysokości
wynagrodzenia należnego dostawcy mocy za wykonywanie obowiązku mocowego
zgodnie z zawartą umową mocową.
Art. 57.
zmienionyWykonywanie obowiązku mocowego polega na:
pozostawaniu w gotowości do dostarczania przez jednostkę rynku mocy
określonej w umowie mocowej mocy elektrycznej do systemu oraz
dostarczeniu mocy elektrycznej do systemu w okresach przywołania na rynku
mocy w wielkości równej skorygowanemu obowiązkowi mocowemu, o którym
mowa w art. 58 ust. 1 – w przypadku jednostki rynku mocy składającej się
z jednostek fizycznych zlokalizowanych w systemie oraz jednostki rynku mocy
składającej się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego, lub
dostarczeniu mocy elektrycznej do systemu przesyłowego państwa
członkowskiego Unii Europejskiej, bezpośrednio połączonego z systemem, lub
pozostawanie w gotowości do dostarczenia mocy, w okresach przywołania na
rynku mocy w wielkości równej skorygowanemu obowiązkowi mocowemu,
o którym mowa w art. 58 ust. 1 – w przypadku jednostki rynku mocy składającej
się z jednostek fizycznych zagranicznych zlokalizowanych w tym systemie.
Operator może nie ogłaszać okresu przywołania na rynku mocy mimo
obniżenia wielkości nadwyżki mocy dostępnej w procesach planowania dobowego
pracy systemu poniżej wartości wymaganej, określonej zgodnie z art. 9g ust. 4 pkt 9
ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, w przypadkach określonych
w przepisach wydanych na podstawie art. 68.
Obowiązek, o którym mowa w:
ust. 1 pkt 1, powstaje z dniem rozpoczęcia okresu dostaw, na który została
zawarta umowa mocowa, i trwa do czasu zakończenia tego okresu;
ust. 1 pkt 2 i 3, powstaje z chwilą rozpoczęcia każdego okresu przywołania na
rynku mocy i trwa do jego zakończenia.
Dostawca mocy wykonuje obowiązek mocowy w zakresie dostarczenia mocy
w okresie przywołania na rynku mocy dla jednostki rynku mocy zlokalizowanej
w systemie:
w skład której wchodzą wyłącznie jednostki fizyczne uczestniczące aktywnie
w bilansowaniu systemu w ramach mechanizmu centralnego bilansowania –
przez zapewnienie wymaganej mocy dyspozycyjnej oraz wykonywanie poleceń
operatora, zgodnie z procedurami, o których mowa w art. 9g ust. 6 ustawy z dnia
10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;
innej niż określona w pkt 1 przez:
wytwarzanie energii elektrycznej – w przypadku jednostki rynku mocy
wytwórczej,
czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z sieci
elektroenergetycznej – w przypadku jednostki rynku mocy redukcji
zapotrzebowania.
Dostawca mocy wykonuje obowiązek mocowy w zakresie dostarczenia mocy
w testowym okresie przywołania na rynku mocy dla jednostki rynku mocy składającej
się z jednostek fizycznych zagranicznych przez:
wytwarzanie energii elektrycznej – w przypadku jednostki rynku mocy
zagranicznej wytwórczej;
czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z sieci elektroenergetycznej –
w przypadku jednostki rynku mocy zagranicznej redukcji zapotrzebowania.
Skorygowany obowiązek mocowy uznaje się za wykonany w okresie
przywołania na rynku mocy przez jednostki rynku mocy składające się z jednostek
fizycznych połączenia międzysystemowego, jeżeli zmierzony przepływ mocy ze
strefy, o której mowa w art. 6 ust. 6, w której zlokalizowana jest dana jednostka, był
w okresie przywołania na rynku mocy większy lub równy sumie wszystkich wielkości
skorygowanego obowiązku mocowego przynależnych do wykonania przez jednostki
rynku mocy składające się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego
zlokalizowane w danej strefie.
W przypadku strefy profilu synchronicznego, o której mowa
w art. 6 ust. 6 pkt 1, jeżeli nastąpiło niewykonanie obowiązku mocowego zgodnie
z ust. 5, niewykonanie obowiązku mocowego przez poszczególne jednostki rynku
mocy składające się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego jest
proporcjonalne do:
wielkości obowiązku mocowego danej jednostki rynku mocy i odwrotnie
proporcjonalne do sumy obowiązków mocowych wszystkich jednostek rynku
mocy w danej strefie – jeżeli operator i wszyscy dostawcy mocy posiadający
jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych połączenia
międzysystemowego udostępnili zdolności przesyłowe odpowiadające
odpowiednio co najmniej skorygowanym obowiązkom mocowym
poszczególnych jednostek;
brakującej wielkości zdolności przesyłowych udostępnionych w odniesieniu do
danego połączenia międzysystemowego i odwrotnie proporcjonalne do sumy
wszystkich brakujących zdolności przesyłowych udostępnionych w odniesieniu
do wszystkich połączeń międzysystemowych w danej strefie – jeżeli dla jednego
bądź większej ilości połączeń międzysystemowych operator lub dostawcy mocy
nie udostępnili zdolności przesyłowych w wielkości równej lub wyższej od
wielkości skorygowanych obowiązków mocowych jednostek rynku mocy
odpowiadających poszczególnym połączeniom międzysystemowym.
Skorygowany obowiązek mocowy uznaje się za wykonany w okresie
przywołania na rynku mocy przez jednostki rynku mocy składające się z jednostek
fizycznych zagranicznych, jeżeli:
zmierzony przepływ mocy ze strefy, o której mowa w art. 6 ust. 6, w której
zlokalizowana jest dana jednostka, był w okresie przywołania na rynku mocy
większy lub równy sumie wszystkich wielkości skorygowanego obowiązku
mocowego przynależnych do wykonania przez jednostki rynku mocy
zlokalizowane w danej strefie, albo
moc dostarczana przez daną jednostkę do systemu bezpośrednio połączonego
z systemem w wyniku wytwarzania lub obniżenia poboru energii elektrycznej
była nie niższanieniższa od skorygowanego obowiązku mocowego tej jednostki, albo
moc dostarczana przez daną jednostkę do systemu bezpośrednio połączonego
z systemem w wyniku wytwarzania energii elektrycznej lub redukcji
zapotrzebowania, powiększona o niewykorzystane ważne oferty wytwarzania
lub obniżenia poboru energii elektrycznej złożone przez tę jednostkę na giełdzie
energii, była nie niższanieniższa od skorygowanego obowiązku mocowego tej jednostki,
albo
moc dostarczana przez daną jednostkę do systemu bezpośrednio połączonego
z systemem w wyniku wytwarzania energii elektrycznej lub redukcji
zapotrzebowania, powiększona o niewykorzystane ważne oferty wytwarzania
lub obniżenia poboru energii elektrycznej złożone przez tę jednostkę na giełdzie
energii i rynku bilansującym, była nie niższanieniższa od skorygowanego obowiązku
mocowego tej jednostki.
W przypadku jednostek rynku mocy redukcji zapotrzebowania składających
się z jednostek fizycznych zagranicznych redukcji zapotrzebowania, warunek
ważności oferty, o którym mowa w ust. 7 pkt 3 i 4, obejmuje wysokość oferty cenowej
na redukcję zapotrzebowania nie wyższąniewyższą od dwukrotności średniej ceny na giełdzie
energii elektrycznej w danym roku dostaw.
Operator ogłasza okres przywołania na rynku mocy, publikując ostrzeżenia na
swojej stronie internetowej i dokonując wpisu w rejestrze. Ostrzeżenie publikuje się
nie późniejniepóźniej niż osiem godzin przed rozpoczęciem okresu przywołania na rynku mocy.
Art. 58.
zmienionySkorygowany obowiązek mocowy jednostki rynku mocy oblicza się
na podstawie:
wielkości obowiązku mocowego, wynikającej z umów mocowych dotyczących
tej jednostki;
prognozowanego:
zapotrzebowania na moc w systemie w okresie przywołania na rynku mocy,
wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach fizycznych wytwórczych
nieobjętych obowiązkiem mocowym;
łącznej wielkości obowiązków mocowych objętych umowami mocowymi
w okresie dostaw, z uwzględnieniem ust. 4.
Wraz z ogłoszeniem okresu przywołania na rynku mocy, operator publikuje
informacje umożliwiające dostawcy mocy oszacowanie skorygowanego obowiązku
mocowego, w tym wielkości, o których mowa w ust. 1 pkt 2 i 3.
Skorygowany obowiązek mocowy jednostki rynku mocy jest mniejszy lub
równy wielkości obowiązku mocowego wynikającego z umów mocowych
dotyczących tej jednostki.
Przy rozliczaniu wykonania obowiązku mocowego w zakresie dostarczenia
mocy w okresie przywołania na rynku mocy uwzględnia się brak możliwości
dostarczenia tej części mocy, która nie została dostarczona w wyniku:
ograniczeń sieciowych wynikających z poleceń ruchowych operatora lub
operatora systemu dystrybucyjnego;
zdarzenia nagłego, nieprzewidywalnego i niezależnego od woli stron, którego
skutkom nie można było zapobiec ani przeciwdziałać przy zachowaniu należytej
staranności, uniemożliwiającego dostawcy mocy wykonanie obowiązku
mocowego w wielkości wyższej niż 40 % (siła wyższa).
Przy rozliczaniu wykonania obowiązku mocowego w zakresie dostarczenia
mocy w okresie przywołania na rynku mocy lub w testowym okresie przywołania na
rynku mocy przez jednostkę rynku mocy, w której skład wchodzą wyłącznie jednostki
fizyczne uczestniczące aktywnie w bilansowaniu systemu w ramach mechanizmu
centralnego bilansowania, będące magazynem energii elektrycznej, uwzględnia się
brak możliwości dostarczenia całości lub części tej mocy do systemu, jeżeli wynikał
on z poleceń zmiany grafiku pracy tej jednostki, wydanych przez operatora.
Operator systemu dystrybucyjnego przekazuje operatorowi dane pomiarowepomiarowe,
za pośrednictwem centralnego systemu informacji rynku energii w rozumieniu
art. 3 pkt 69 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, oraz inne
wymagane informacje dotyczące jednostek fizycznych na potrzeby przeprowadzania
testu, weryfikacji dokumentów i informacji, o których mowa w art. 52 ust. 2,
weryfikacji wniosków, o których mowa w art. 47a, wykonywania obowiązku
mocowego, w tym testowych okresów przywołania na rynku mocy i demonstracji,
oraz na potrzeby rozliczeń. Przepis art. 9c ust. 3a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. –
Prawo energetyczne stosuje się odpowiednio.
Operator informuje dostawcę mocy oraz zarządcę rozliczeń o należnym za
dany miesiąc wynagrodzeniu za wykonywanie obowiązku mocowego, w terminie
7 dni po zakończeniu każdego miesiąca.
Art. 6.
zmienionyOperator zapewnia możliwość udziału mocy zlokalizowanej
w systemach elektroenergetycznych państwa członkowskiego Unii Europejskiej,
którego system elektroenergetyczny jest bezpośrednio połączony z systemem, przez:
dopuszczenie jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych
połączenia międzysystemowego do udziału w aukcjach mocy albo
organizację aukcji wstępnych odrębnie dla poszczególnych stref, o których
mowa w ust. 6, oraz dopuszczenie jednos-tekjednostek rynku mocy składających się
z jednostek fizycznych zagranicznych do udziału w aukcjach mocy.
W odniesieniu do każdej ze stref określonych w ust. 6 stosuje się jedno
z rozwiązań określonych w ust. 1 na podstawie zawartej umowy między operatorem
a operatorem systemu przesyłowego bezpośrednio połączonego z systemem.
W przypadku, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, operator zawiera z operatorem
systemu przesyłowego elektroenergetycznego bezpośrednio połączonego z systemem
umowę, która określa w szczególności zasady:
określania i uzgadniania wielkości mocy oferowanej w aukcji mocy przez
jednostkę rynku mocy składającą się z jednostek fizycznych połączenia
międzysystemowego;
udziału w aukcji mocy, w tym składania ofert w aukcji mocy i powstawania
obowiązku mocowego jednostki, o której mowa w pkt 1;
wykonywania i rozliczania wykonania obowiązku mocowego przez jednostkę,
o której mowa w pkt 1.
W przypadku, o którym mowa w ust. 1 pkt 2, operator zawiera z operatorem
systemu przesyłowego elektroenergetycznego bezpośrednio połączonego z systemem
umowę, która określa w szczególności zasady:
przekazywania informacji na potrzeby potwierdzenia istnienia jednostki
fizycznej zagranicznej oraz jej parametrów technicznych;
przekazywania danych umożliwiających weryfikację oraz rozliczenie wykonania
obowiązku mocowego przez jednostki rynku mocy składające się z jednostek
fizycznych zagranicznych;
ogłaszania i przeprowadzania testowego okresu przywołania na rynku mocy
w odniesieniu do jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych
zagranicznych.
Rozwiązanie określone w ust. 1 pkt 2 stosuje się pod warunkiem zawarcia
przez operatora z właściwym dla danej strefy operatorem systemu przesyłowego
umowy, o której mowa w ust. 4, a w przypadku strefy określonej w ust. 6 pkt 1 – pod
warunkiem zawarcia umów ze wszystkimi właściwymi operatorami systemów
elektroenergetycznych bezpośrednio połączonych z systemem.
Strefami, w których znajdują się jednostki fizyczne zagraniczne biorące udział
w rynku mocy oraz z którymi jednostki fizyczne połączenia międzysystemowego
łączą bezpośrednio system, są:
strefa profilu synchronicznego – obejmująca:
system przesyłowy Republiki Federalnej Niemiec,
system przesyłowy Republiki Czeskiej,
system przesyłowy Republiki Słowackiej;
Litwa – obejmująca system przesyłowy Republiki Litewskiej;
Szwecja – obejmująca system przesyłowy Królestwa Szwecji.
Art. 61.
zmienionyRozliczeń finansowych rynku mocy dokonuje zarządca rozliczeń
rynku mocy, zwany dalej „zarządcą rozliczeń”.
Zadania zarządcy rozliczeń wykonuje Zarządca Rozliczeń S.A., o którym
mowa w rozdziale 7 ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów
powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów
długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz. U. z 2022 r. poz. 311).311
oraz z 2026 r. poz. 176).
Wynagrodzenie, o którym mowa w art. 60 ust. 1, wypłaca dostawcy mocy
zarządca rozliczeń na podstawie pisemnej dyspozycji operatora zawierającej
zestawienie kwot brutto należnych za dany miesiąc poszczególnym dostawcom mocy.
Art. 62.
zmienionyWynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla nowej
i modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej pomniejsza się o wielkość
pomocy publicznej o charakterze inwestycyjnym przeznaczonej na budowę lub
modernizację tej jednostki, udzielonej do czasu rozpoczęcia pierwszego okresu dostaw
dla tej jednostki.
Pomniejszenia wynagrodzenia, o którym mowa w ust. 1, dokonuje się
proporcjonalnie przez cały okres trwania umowy mocowej, zmniejszając cenę
obowiązku mocowego, z zastrzeżeniem, że w przypadku nowej jednostki rynku mocy
wytwórczej, która nie spełniła wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2, przed
rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw, za okres trwania umowy mocowej, na
potrzeby pomniejszenia wynagrodzenia, przyjmuje się okres od dnia przedstawienia
operatorowi dokumentów i informacji, o których mowa w art. 52 ust. 2.
Pomniejszenie wynagrodzenia, o którym mowa w ust. 1, dokonywane jest
w odniesieniu do całego obowiązku moco-wego,mocowego, dla wszystkich okresów dostaw,
nowej i modernizowanej jednostki rynku mocy, którym została ona objęta w wyniku
aukcji mocy.
Cena obowiązku mocowego ustalona z uwzględnieniem ust. 3 ma
zastosowanie także w odniesieniu do obowiązków mocowych, które zostały
przeniesione w ramach obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym na inną jednostkę
rynku mocy, w tym jednostkę rynku mocy innego dostawcy mocy, niezależnie od
liczby transakcji, którym podlegały.
Pomniejszenie wynagrodzenia, o którym mowa w ust. 1, dokonywane jest na
podstawie informacji, o której mowa w art. 52 ust. 2 pkt 4, z uwzględnieniem ust. 6.
Jeżeli pomiędzy przedstawieniem informacji, o której mowa
w art. 52 ust. 2 pkt 4, a rozpoczęciem okresu dostaw dostawcy mocy została udzielona
pomoc publiczna, o której mowa w ust. 1, dostawca mocy obowiązany jest, przed
roz-
poczęciemrozpoczęciem okresu dostaw, do aktualizacji informacji, o której mowa
w art. 52 ust. 2 pkt 4. W przypadku dokonania aktu-alizacji,aktualizacji, o której mowa w zdaniu
pierwszym, przepisy ust. 1–5 stosuje się odpowiednio.
Art. 63.
zmienionyWynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla jednostki
rynku mocy, w skład której wchodzi jednostka wytwórcza będąca instalacją spalania
wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r.
o odnawialnych źródłach energii i układem hybrydowym w rozumieniu
art. 2 pkt 34 tej ustawy, koryguje się w związku z otrzymywaniem świadectw
pochodzenia i pokrywaniem ujemnego salda, w rozumieniu tej ustawy.
Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla jednostki rynku
mocy wytwórczej, w skład której wchodzi jednostka fizyczna będąca jednostką
kogeneracji w rozumieniu ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii
elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. z 20242025 r. poz. 639602 oraz z 2026 r.
poz. 516 i 1847),900), koryguje się w związku z otrzymywaniem:
premii gwarantowanej albo
premii gwarantowanej indywidualnej, albo
premii kogeneracyjnej, albo
premii kogeneracyjnej indywidualnej
– w rozumieniu tej ustawy.
Korekty, o której mowa w ust. 1 i 1a, za dany okres dokonuje się,
pomniejszając obowiązek mocowy, za który przysługuje wynagrodzenie, o wolumen
mocy wynikający z:
przyznanych za ten okres świadectw pochodzenia w rozumieniu ustawy
wymienionej w ust. 1 lub
zatwierdzonego wniosku o pokrycie ujemnego salda, o którym mowa
w art. 93 ust. 2 pkt 3 ustawy wymienionej w ust. 1, lub
ilości energii elektrycznej wytworzonej w tej jednostce, objętej obowiązkiem
mocowym, w odniesieniu do której uzyskano premię w rozumieniu ustawy
wymienionej w ust. 1a.
Korekta, o której mowa w ust. 1 i 1a, nie może być wyższa niż
wynagrodzenie wynikające z wielkości obowiązku mocowego i ceny obowiązku
mocowego.
Wynagrodzenie za wykonanie obowiązku mocowego dla jednostki rynku
mocy, o której mowa w ust. 1 i 1a, wypłaca się po przedstawieniu informacji o:
przyznanych za ten okres świadectw pochodzenia, o których mowa w ustawie
wymienionej w ust. 1,
ilości energii elektrycznej objętej zatwierdzonym wnioskiem o pokrycie
ujemnego salda, o którym mowa w art. 93 ust. 2 pkt 3 ustawy wymienionej
w ust. 1,
otrzymanej za ten okres premii, o której mowa w ustawie wymienionej w ust. 1a
– niezbędnych do wyliczenia korekty.
Operator lub zarządca rozliczeń może wystąpić do Prezesa URE o przekazanie
informacji umożliwiających weryfikację informacji, o których mowa w ust. 3.
Art. 65.
zmienionyWynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego oraz premię,
o której mowa w art. 66 ust. 1, powiększa się o należny podatek od towarów i usług
w rozumieniu ustawy z dnia 11 marca 2004 r. o podatku od towarów i usług (Dz. U.
z 2024 r. poz. 361, 852, 1473, 1721 i 1911 oraz z 20252026 r. poz. 222).1263).
Art. 67.
zmienionyPo zakończeniu każdego kwartału w roku dostaw, dostawca mocy,
który był stroną umowy mocowej, wykazuje operatorowi zdolność do wykonania
obowiązku mocowego w stosunku do każdej z jednostek rynku mocy, której dotyczy
umowa mocowa.
Brak wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego w okresie,
o którym mowa w ust. 9, nie zwalnia dostawcy mocy z obowiązku dostarczenia mocy
w okresie przywołania na rynku mocy.
Operator niezwłocznie informuje zarządcę rozliczeń o niedokonaniu przez
dostawcę mocy demonstracji lub testów, o których mowa w ust. 2 i 5.
Wykazanie zdolności do wykonania obowiązku mocowego polega na
wskazaniu operatorowi, określonej w przepisach wydanych na podstawie art. 68,
liczby godzin w każdym kwartale, w których jednostka rynku mocy dostarczała moc
do systemu (demonstracja).
Za dostarczenie mocy do systemu na potrzeby demonstracji uważa się,
w przypadku:
jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania – ograniczenie mocy pobieranej
z sieci elektroenergetycznej w wielkości nie mniejszej niż najwyższy obowiązek
mocowy tej jednostki w kwartale dostaw;
jednostki rynku mocy wytwórczej – wytworzenie energii elektrycznej
w wielkości nie mniejszej niż najwyższy obowiązek mocowy tej jednostki
w kwartale dostaw.
Dostawca mocy zwraca operatorowi wynagrodzenie za wykonywanie
obowiązku mocowego należne na podstawie umowy dotyczącej jednostki rynku
mocy, w odniesieniu do której nie dokonał demonstracji zgodnie z ust. 1–3.
Obowiązek zwrotu wynagrodzenia obejmuje wynagrodzenie należne za cały kwartał,
za który dostawca mocy nie dokonał demonstracji.
Niezależnie od obowiązków określonych w ust. 1–3, operator może ogłosić
testowy okres przywołania na rynku mocy dla wybranych jednostek rynku mocy
objętych obowiązkiem mocowym. W przypadku pozytywnego wyniku testowego
okresu przywołania na rynku mocy operator pokrywa na wniosek dostawcy mocy
uzasadnione koszty związane z jego wykonaniem dla jednostki rynku mocy, przy
czym wysokość rekompensaty:
wynosi równowartość wynagrodzenia dostawcy mocy należnego w odniesieniu
do tej jednostki rynku mocy za dzień, w którym odbył się testowy okres
przywołania, albo, w przypadku wykazania poniesienia uzasadnionych kosztów
w wyższej wysokości, nie może być wyższa niż równowartość tygodniowego
wynagrodzenia dostawcy mocy w odniesieniu do tej jednostki rynku mocy –
w przypadku jednostki rynku mocy wytwórczej albo
jest równa wartości tygodniowego wynagrodzenia dostawcy mocy w odniesieniu
do tej jednostki rynku mocy – w przypadku jednostki rynku mocy redukcji
zapotrzebowania.
Wynik testowego okresu przywołania na rynku mocy dla dostawcy mocy,
wobec którego operator ogłosił testowy okres przywołania na rynku mocy, jest:
pozytywny, jeżeli dostarczona moc przez jednostkę rynku mocy jest nie mniejsza
od pełnej wielkości obowiązku mocowego tej jednostki w testowym okresie
przywołania na rynku mocy, z uwzględnieniem art. 58 ust. 4a, albo
negatywny, w przypadku innym niż określony w pkt 1.
Operator może ogłosić testowy okres przywołania na rynku mocy
w odniesieniu do jednej jednostki rynku mocy nie częściejniemniejszej niż najwyższy obowiązek
mocowy tej jednostki w kwartale dostaw;
jednostki rynku mocy wytwórczej – wytworzenie energii elektrycznej
w wielkości niemniejszej niż najwyższy obowiązek mocowy tej jednostki
w kwartale dostaw.
Dostawca mocy zwraca operatorowi wynagrodzenie za wykonywanie
obowiązku mocowego należne na podstawie umowy dotyczącej jednostki rynku
mocy, w odniesieniu do której nie dokonał demonstracji zgodnie z ust. 1–3.
Obowiązek zwrotu wynagrodzenia obejmuje wynagrodzenie należne za cały kwartał,
za który dostawca mocy nie dokonał demonstracji.
Niezależnie od obowiązków określonych w ust. 1–3, operator może ogłosić
testowy okres przywołania na rynku mocy dla wybranych jednostek rynku mocy
objętych obowiązkiem mocowym. W przypadku pozytywnego wyniku testowego
okresu przywołania na rynku mocy operator pokrywa na wniosek dostawcy mocy
uzasadnione koszty związane z jego wykonaniem dla jednostki rynku mocy, przy
czym wysokość rekompensaty:
wynosi równowartość wynagrodzenia dostawcy mocy należnego w odniesieniu
do tej jednostki rynku mocy za dzień, w którym odbył się testowy okres
przywołania, albo, w przypadku wykazania poniesienia uzasadnionych kosztów
w wyższej wysokości, nie może być wyższa niż równowartość tygodniowego
wynagrodzenia dostawcy mocy w odniesieniu do tej jednostki rynku mocy –
w przypadku jednostki rynku mocy wytwórczej albo
jest równa wartości tygodniowego wynagrodzenia dostawcy mocy w odniesieniu
do tej jednostki rynku mocy – w przypadku jednostki rynku mocy redukcji
zapotrzebowania.
Wynik testowego okresu przywołania na rynku mocy dla dostawcy mocy,
wobec którego operator ogłosił testowy okres przywołania na rynku mocy, jest:
pozytywny, jeżeli dostarczona moc przez jednostkę rynku mocy jest niemniejsza
od pełnej wielkości obowiązku mocowego tej jednostki w testowym okresie
przywołania na rynku mocy, z uwzględnieniem art. 58 ust. 4a, albo
negatywny, w przypadku innym niż określony w pkt 1.
Operator może ogłosić testowy okres przywołania na rynku mocy
w odniesieniu do jednej jednostki rynku mocy nieczęściej niż raz na kwartał. Jeżeli
wynik testowego okresu przywołania na rynku mocy jest negatywny, operator może
ogłaszać kolejne testowe okresy przywołania na rynku mocy w tym samym kwartale,
po zgłoszeniu gotowości przez dostawcę mocy, aż do uzyskania jego pozytywnego
wyniku.
W przypadku negatywnego wyniku testowego okresu przywołania na rynku
mocy, dostawca mocy każdorazowo uiszcza karę za niewykonanie obowiązku
mocowego. Przepisy art. 59 ust. 2 i 4–7 stosuje się odpowiednio.
Za okres od testowego okresu przywołania na rynku mocy zakończonego
wynikiem negatywnym do dnia otrzymania od dostawcy mocy zgłoszenia gotowości
do wykonania obowiązku mocowego przez jednostkę rynku mocy dostawcy mocy nie
przysługuje wynagrodzenie za wykonywanie tego obowiązku.
Art. 67a.
zmienionyNie później niż w terminie 90 dni kalendarzowych od zakończenia
każdego roku dostaw, dostawca mocy, w odniesieniu do każdej jednostki rynku mocy
certyfikowanej na zakończony rok dostaw, innej niż jednostka rynku mocy składająca
się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego, składa do operatora
oświadczenie o:
spełnieniu limitu emisji przez daną jednostkę rynku mocy w danym roku dostaw
albo
niespełnieniu limitu emisji przez daną jednostkę rynku mocy w danym roku
dostaw.
Środki finansowe pozyskane w przypadkach, o których mowa w ust. 8 pkt 1
i 2, przeznacza się na powiększenie puli premii, która będzie wypłacona za kolejny
rok dostaw.
Oświadczenie, o którym mowa w ust. 1 pkt 1 albo 2, jest składane przez
dostawcę mocy będącego osobą fizyczną albo przez osoby reprezentujące dostawcę
mocy lub działające w jego imieniu, pod rygorem odpowiedzialności karnej za
składanie fałszywych oświadczeń. Składający oświadczenie zawiera w nim klauzulę
o następującej treści: „Jestem świadomy odpowiedzialności karnej za złożenie
fałszywego oświadczenia wynikającej z art. 233 § 6 ustawy z dnia 6 czerwca 1997 r.
– Kodeks karny.”. Klauzula ta zastępuje pouczenie organu o odpowiedzialności karnej
za składanie fałszywych oświadczeń.
Do oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, dostawca mocy,
w odniesieniu do jednostki rynku mocy obejmującej co najmniej jedną jednostkę
wytwórczą, w której wykorzystywane jest więcej niż jedno paliwo, termicznie
przekształcane są odpady lub wychwytywany i przenoszony jest dwutlenek węgla,
załącza potwierdzenie zgodności ze stanem faktycznym informacji zawartych w tym
oświadczeniu wystawione przez podmiot akredytowany w zakresie, o którym mowa
w pkt 1a lub 1b załącznika I do rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE)
2018/2067 z dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie weryfikacji danych oraz akredytacji
weryfikatorów na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego
i Rady (Dz. Urz. UE L 334 z 31.12.2018, str. 94, z późn. zm.6)).
Dostawca mocy, w odniesieniu do jednostki rynku mocy innej niż wskazana
w ust. 3, może załączyć do oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 1,
potwierdzenie zgodności ze stanem faktycznym informacji zawartych w tym
oświadczeniu wystawione przez podmiot akredytowany w zakresie, o którym mowa
w pkt 1a lub 1b załącznika I do rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE)
2018/2067 z dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie weryfikacji danych oraz akredytacji
weryfikatorów na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego
i Rady.
Niezłożenie oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, w terminie
określonym w ust. 1 lub złożenie oświadczenia niezgodnie z wymaganiami
określonymi w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83, jest równoznaczne
ze złożeniem oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 2.
Operator może wezwać dostawcę mocy do przedstawienia wyjaśnień
dotyczących złożonych oświadczeń, o których mowa w ust. 1, w trybie i terminie
określonych w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83.
W ramach wezwania, o którym mowa w ust. 6, operator może wezwać
dostawcę mocy do załączenia potwierdzenia, o którym mowa w ust. 3 lub 4.
W przypadku złożenia oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 2, dostawca
mocy, w odniesieniu do danej jednostki rynku mocy:
zwraca wypłaconą premię należną za rok dostaw, którego dotyczyło
oświadczenie – jeżeli premia została wypłacona;
nie otrzymuje premii za rok dostaw, którego dotyczyło oświadczenie – jeżeli
premia nie została wypłacona;
zwraca wypłacone wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego
w roku dostaw, którego dotyczyło oświadczenie – w zakresie wynagrodzenia,
które zostało wypłacone;
nie otrzymuje wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego w roku
dostaw, którego dotyczyło oświadczenie – w zakresie wynagrodzenia, które nie
zostało wypłacone.
Przepisów ust. 8 pkt 3 i 4 nie stosuje się w odniesieniu do wynagrodzenia
należnego za wykonywanie obowiązku mocowego, który powstał nie późniejNiepóźniej niż w terminie 90 dni kalendarzowych od zakończenia
każdego roku dostaw, dostawca mocy, w odniesieniu do każdej jednostki rynku mocy
certyfikowanej na zakończony rok dostaw, innej niż jednostka rynku mocy składająca
się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego, składa do operatora
oświadczenie o:
spełnieniu limitu emisji przez daną jednostkę rynku mocy w danym roku dostaw
albo
niespełnieniu limitu emisji przez daną jednostkę rynku mocy w danym roku
dostaw.
Środki finansowe pozyskane w przypadkach, o których mowa w ust. 8 pkt 1
i 2, przeznacza się na powiększenie puli premii, która będzie wypłacona za kolejny
rok dostaw.
Oświadczenie, o którym mowa w ust. 1 pkt 1 albo 2, jest składane przez
dostawcę mocy będącego osobą fizyczną albo przez osoby reprezentujące dostawcę
mocy lub działające w jego imieniu, pod rygorem odpowiedzialności karnej za
składanie fałszywych oświadczeń. Składający oświadczenie zawiera w nim klauzulę
o następującej treści: „Jestem świadomy odpowiedzialności karnej za złożenie
fałszywego oświadczenia wynikającej z art. 233 § 6 ustawy z dnia 6 czerwca 1997 r.
– Kodeks karny.”. Klauzula ta zastępuje pouczenie organu o odpowiedzialności karnej
za składanie fałszywych oświadczeń.
Do oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, dostawca mocy,
w odniesieniu do jednostki rynku mocy obejmującej co najmniej jedną jednostkę
wytwórczą, w której wykorzystywane jest więcej niż jedno paliwo, termicznie
przekształcane są odpady lub wychwytywany i przenoszony jest dwutlenek węgla,
załącza potwierdzenie zgodności ze stanem faktycznym informacji zawartych w tym
oświadczeniu wystawione przez podmiot akredytowany w zakresie, o którym mowa
w pkt 1a lub 1b załącznika I do rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE)
2018/2067 z dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie weryfikacji danych oraz akredytacji
weryfikatorów na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego
i Rady (Dz. Urz. UE L 334 z 31.12.2018, str. 94, z późn. zm.6)).
Dostawca mocy, w odniesieniu do jednostki rynku mocy innej niż wskazana
w ust. 3, może załączyć do oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 1,
potwierdzenie zgodności ze stanem faktycznym informacji zawartych w tym
oświadczeniu wystawione przez podmiot akredytowany w zakresie, o którym mowa
w pkt 1a lub 1b załącznika I do rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE)
2018/2067 z dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie weryfikacji danych oraz akredytacji
weryfikatorów na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego
i Rady.
Niezłożenie oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, w terminie
określonym w ust. 1 lub złożenie oświadczenia niezgodnie z wymaganiami
określonymi w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83, jest równoznaczne
ze złożeniem oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 2.
Operator może wezwać dostawcę mocy do przedstawienia wyjaśnień
dotyczących złożonych oświadczeń, o których mowa w ust. 1, w trybie i terminie
określonych w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83.
W ramach wezwania, o którym mowa w ust. 6, operator może wezwać
dostawcę mocy do załączenia potwierdzenia, o którym mowa w ust. 3 lub 4.
W przypadku złożenia oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 2, dostawca
mocy, w odniesieniu do danej jednostki rynku mocy:
zwraca wypłaconą premię należną za rok dostaw, którego dotyczyło
oświadczenie – jeżeli premia została wypłacona;
nie otrzymuje premii za rok dostaw, którego dotyczyło oświadczenie – jeżeli
premia nie została wypłacona;
zwraca wypłacone wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego
w roku dostaw, którego dotyczyło oświadczenie – w zakresie wynagrodzenia,
które zostało wypłacone;
nie otrzymuje wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego w roku
dostaw, którego dotyczyło oświadczenie – w zakresie wynagrodzenia, które nie
zostało wypłacone.
Przepisów ust. 8 pkt 3 i 4 nie stosuje się w odniesieniu do wynagrodzenia
należnego za wykonywanie obowiązku mocowego, który powstał niepóźniej niż
w dniu 31 grudnia 2019 r. w wyniku aukcji mocy lub który powstał w wyniku aukcji
uzupełniającej, również w przypadku, gdy ten obowiązek mocowy, w całości lub
w części, został przeniesiony na inną jednostkę rynku mocy w wyniku transakcji na
rynku wtórnym, niezależnie od liczby transakcji, którym podlegał.
Art. 69.
zmienionyOperator pobiera opłatę na wypłatę wynagrodzenia za wykonywanie
obowiązków mocowych, odpowiadającą kosztom zakupionego obowiązku mocowego
oraz uzasadnionym kosztom, o których mowa w art. 77 ust. 4 i 9, zwaną dalej „opłatą
mocową”.
Operator pobiera opłatę mocową od:
odbiorcy końcowego przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej;
odbiorcy końcowego przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej
elektroenergetycznej, do którego energia elektryczna jest dostarczana za
pośrednictwem linii bezpośredniej;
operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, zwanego dalej
„płatnikiem opłaty mocowej”;
przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego
płatnikiem opłaty mocowej, przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej;
przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną
przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej;
przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w
zakresie magazynowania energii elektrycznej, przyłączonego bezpośrednio do
sieci przesyłowej.
Płatnik opłaty mocowej pobiera opłatę mocową od przyłączonych
bezpośrednio do jego sieci dystrybucyjnej:
odbiorcy końcowego;
odbiorcy końcowego, przyłączonego bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej
elektroenergetycznej, do którego energia elektryczna jest dostarczana za
pośrednictwem linii bezpośredniej;
przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego
płatnikiem opłaty mocowej;
przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną;
przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w
zakresie magazynowania energii elektrycznej.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędące płatnikiem
opłaty mocowej, pobiera opłatę mocową od przyłączonych bezpośrednio do sieci
dystrybucyjnej tego przedsiębiorstwa:
odbiorcy końcowego;
przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną;
przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą
w zakresie magazynowania energii elektrycznej;
przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego
płatnikiem opłaty mocowej.
Przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię elektryczną pobiera
opłatę mocową od przyłączonych bez-pośrednio do urządzeń, instalacji lub sieci tego
przedsiębiorstwa:
odbiorcy końcowego;
przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub
dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty mocowej.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą
w zakresie magazynowania energii elektrycznej pobiera opłatę mocową od
przyłączonych bezpośrednio do urządzeń, instalacji lub sieci tego przedsiębiorstwa:
odbiorcy końcowego;
przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub
dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty mocowej.
Przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię elektryczną pobiera
opłatę mocową od przyłączonych do urządzeń, instalacji lub sieci tego
przedsiębiorstwa za pośrednictwem linii bezpośredniej:
wydzielonego odbiorcy w rozumieniu art. 3 pkt 11fb ustawy z dnia 10 kwietnia
1997 r. – Prawo energetyczne;
przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w
zakresie obrotu w celu bezpośredniego dostarczenia energii elektrycznej do jego
własnych obiektów, podmiotów od niego zależnych i odbiorców końcowych.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą
w zakresie wytwarzania, magazynowania, przesyłania lub dystrybucji energii
elektrycznej uznaje się za odbiorcę końcowego w części, w jakiej na podstawie
umowy z przedsiębiorstwem energetycznym otrzymuje ono lub pobiera z urządzeń,
instalacji lub sieci przedsiębiorstwa energetycznego energię elektryczną i zużywa ją
na własny użytek. Do własnego użytku nie zalicza się energii elektrycznej zużytej na
potrzeby wytwarzania, magazynowania, przesyłania lub dystrybucji energii
elektrycznej.
Przedsiębiorstwo, o którym mowa w ust. 6, wnosi opłatę mocową do
przedsiębiorstwa, do którego urządzeń, instalacji lub sieci jest przyłączone.
Operator, płatnik opłaty mocowej oraz przedsiębiorstwo energetyczne
wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub
wytwarzania energii elektrycznej, niebędące płatnikiem opłaty mocowej,
uwzględniają w taryfie za usługi przesyłania, dystrybucji lub sprzedaży energii
elektrycznej wysokość stawek opłaty mocowej, o których mowa w art. 70, oraz
warunki ich stosowania.
Odbiorca końcowy przyłączony jednocześnie:
do sieci operatora, płatnika opłaty mocowej lub przedsiębiorstwa energetycznego
wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub
wytwarzania energii elektrycznej oraz
do wydzielonej jednostki wytwórczej w rozumieniu art. 3 pkt 11fa ustawy z dnia
10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne linią bezpośrednią lub do urządzeń lub
instalacji przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność
gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną, które linią bezpośrednią
realizuje dostawy energii elektrycznej w celu bezpośredniego dostarczenia
energii do jego własnych obiektów, podmiotów od niego zależnych i odbiorców
końcowych
– wnosi opłatę mocową za energię elektryczną pobraną linią bezpośrednią, do
podmiotów, o których mowa w pkt 1, bez-pośredniobezpośrednio do urządzeń, instalacji lub sieci tego
przedsiębiorstwa:
odbiorcy końcowego;
przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub
dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty mocowej.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą
w zakresie magazynowania energii elektrycznej pobiera opłatę mocową od
przyłączonych bezpośrednio do urządzeń, instalacji lub sieci tego przedsiębiorstwa:
odbiorcy końcowego;
przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub
dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty mocowej.
Przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię elektryczną pobiera
opłatę mocową od przyłączonych do urządzeń, instalacji lub sieci tego
przedsiębiorstwa za pośrednictwem linii bezpośredniej:
wydzielonego odbiorcy w rozumieniu art. 3 pkt 11fb ustawy z dnia 10 kwietnia
1997 r. – Prawo energetyczne;
przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w
zakresie obrotu w celu bezpośredniego dostarczenia energii elektrycznej do jego
własnych obiektów, podmiotów od niego zależnych i odbiorców końcowych.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w
zakresie wytwarzania, magazynowania, przesyłania lub dystrybucji energii
elektrycznej uznaje się za odbiorcę końcowego w części, w jakiej na podstawie
umowy z przedsiębiorstwem energetycznym otrzymuje ono lub pobiera z urządzeń,
instalacji lub sieci przedsiębiorstwa energetycznego energię elektryczną i zużywa ją
na własny użytek. Do własnego użytku nie zalicza się energii elektrycznej zużytej na
potrzeby wytwarzania, magazynowania, przesyłania lub dystrybucji energii
elektrycznej.
Przedsiębiorstwo, o którym mowa w ust. 6, wnosi opłatę mocową do
przedsiębiorstwa, do którego urządzeń, instalacji lub sieci jest przyłączone.
Operator, płatnik opłaty mocowej oraz przedsiębiorstwo energetyczne
wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub
wytwarzania energii elektrycznej, niebędące płatnikiem opłaty mocowej,
uwzględniają w taryfie za usługi przesyłania, dystrybucji lub sprzedaży energii
elektrycznej wysokość stawek opłaty mocowej, o których mowa w art. 70, oraz
warunki ich stosowania.
Odbiorca końcowy przyłączony jednocześnie:
do sieci operatora, płatnika opłaty mocowej lub przedsiębiorstwa energetycznego
wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub
wytwarzania energii elektrycznej oraz
do wydzielonej jednostki wytwórczej w rozumieniu art. 3 pkt 11fa ustawy z dnia
10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne linią bezpośrednią lub do urządzeń lub
instalacji przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność
gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną, które linią bezpośrednią
realizuje dostawy energii elektrycznej w celu bezpośredniego dostarczenia
energii do jego własnych obiektów, podmiotów od niego zależnych i odbiorców
końcowych
– wnosi opłatę mocową za energię elektryczną pobraną linią bezpośrednią, do
podmiotów, o których mowa w pkt 1, bezpośrednio lub przez przedsiębiorstwo
energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią
elektryczną.
Art. 70a.
zmienionyNa potrzeby obliczenia wysokości opłaty mocowej należnej od
odbiorców końcowych, w zależności od wielkości różnicy średniego zużycia energii
elektrycznej w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w okresie
kwalifikacji, i średniego zużycia energii elektrycznej w godzinach innych niż godziny,
o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku,
z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie kwalifikacji, wyróżnia się
następujące grupy odbiorców końcowych:
odbiorca końcowy K1 – w przypadku gdy wielkość różnicy wynosi mniej niż
5 %;
odbiorca końcowy K2 – w przypadku gdy wielkość różnicy wynosi nie mniejniemniej niż
5 % i mniej niż 10 %;
odbiorca końcowy K3 – w przypadku gdy wielkość różnicy wynosi nie mniejniemniej niż
10 % i mniej niż 15 %;
odbiorca końcowy K4 – w przypadku gdy wielkość różnicy wynosi nie mniejniemniej niż
15 % albo gdy wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej
linią bezpośrednią, i zużytej w godzinach innych niż godziny, o których mowa
w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem
dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie kwalifikacji, wynosi 0,000 MWh.
Różnicę średniego zużycia energii elektrycznej w godzinach, o których mowa
w art. 74 ust. 4 pkt 2, w okresie kwalifikacji, i średniego zużycia energii elektrycznej
w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze
od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie
kwalifikacji, oblicza się zgodnie z wzorem:
∆s = ( − 1) ∙ 100 %
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
∆s – różnicę średniego zużycia energii elektrycznej w godzinach, o których
mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w okresie kwalifikacji, i średniego zużycia
energii elektrycznej w godzinach innych niż godziny, o których mowa
w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku,
z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie kwalifikacji,
n – godzinę przypadającą na godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2,
w okresie kwalifikacji,
N – liczbę godzin przypadającą na godziny, o których mowa
w art. 74 ust. 4 pkt 2, w okresie kwalifikacji,
m – godzinę przypadającą w godzinach innych niż godziny, o których mowa
w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku,
z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie kwalifikacji,
M – liczbę godzin przypadających w godzinach innych niż godziny,
o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do
piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie
kwalifikacji,
ZSn – wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią
bezpośrednią, i zużytej przez odbiorcę końcowego w godzinie n,
wyrażony w MWh, z dokładnością do trzech miejsc po przecinku,
ZPSm – wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią
bezpośrednią, i zużytej przez odbiorcę końcowego w godzinie m,
wyrażony w MWh, z dokładnością do trzech miejsc po przecinku.
Za okres kwalifikacji, o którym mowa w ust. 1 i 2, uznaje się 24 godziny od
godziny 0.00 do godziny 23.59 włącznie.
Wysokość opłaty mocowej pobieranej od odbiorców końcowych oblicza się
zgodnie z wzorem:
WOM = A ∙ ZK ∙ SOM
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
WOM – wysokość opłaty mocowej pobieranej od odbiorców końcowych,
wyrażoną w zł, z dokładnością do dwóch miejsc po przecinku,
A – współczynnik, o którym mowa w ust. 5,
ZK – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci lub dostarczonej linią
bezpośrednią, i zużytej, w okresie kwalifikacji, przez odbiorcę
końcowego w godzinach przypadających na godziny, o których mowa
w art. 74 ust. 4 pkt 2, wyrażoną w MWh, z dokładnością do trzech
miejsc po przecinku,
SOM – stawkę opłaty mocowej, o której mowa w art. 74 ust. 11.
Współczynnik A wynosi:
0,17 dla odbiorców końcowych K1 (AK1);
0,50 dla odbiorców końcowych K2 (AK2);
0,83 dla odbiorców końcowych K3 (AK3);
1 dla odbiorców końcowych K4.
Art. 70b.
zmienionyPodział odbiorców końcowych na grupy, o których mowa w art. 70a
ust. 1, dokonywany jest odrębnie dla każdego:
punktu pomiarowego danego odbiorcy końcowego albo
niebędącego punktem pomiarowym miejsca w urządzeniu, instalacji lub sieci,
w którym dokonuje się pomiaru lub wyznaczenia ilości energii elektrycznej,
w odniesieniu do której naliczana jest opłata mocowa na podstawie art. 69 ust. 5,
z uwzględnieniem ust. 2.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej rozpatruje
wniosek, o którym mowa w ust. 2, w terminie 30 dni od dnia otrzymania kompletnego
i prawidłowo złożonego wniosku.
W przypadku gdy wniosek, o którym mowa w ust. 2, zawiera błędne
informacje lub nie zawiera wszystkich infor-macji, o których mowa w ust. 7, lub
oświadczenia, o którym mowa w ust. 8, przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące
działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii
elektrycznej niezwłocznie wzywa odbiorcę końcowego do uzupełnienia wniosku
w terminie 14 dni od dnia doręczenia wezwania. Przepis ust. 9 stosuje się
odpowiednio.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej może
odmówić połączenia punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, w przypadku gdy
wniosek, o którym mowa w ust. 2, nie został uzupełniony w terminie, o którym mowa
w ust. 11.
Połączenia punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, zgodnie z ust. 2,
dokonuje się z dniem następującym po dniu doręczenia kompletnego wniosku.
Punkty, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, połączone zgodnie z ust. 2, wyszcze-
gólnia się odpowiednio w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii
elektrycznej, o której mowa w art. 5 ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo
energetyczne, umowie kompleksowej, o której mowa w art. 5 ust. 3 tej ustawy, lub,
wyłącznie w przypadku punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 2, umowie sprzedaży
energii elektrycznej, o której mowa w art. 5 ust. 1 tej ustawy.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej, na wniosek
odbiorcy końcowego, dokonuje połączenia punktów, o których mowa w ust. 1
pkt 1 lub 2.
W przypadku połączenia punktów zgodnie z ust. 2, kwalifikacji do grup,
o których mowa w art. 70a ust. 1, dokonuje się na podstawie sumy poboru energii
elektrycznej we wszystkich połączonych punktach.
Wniosek, o którym mowa w ust. 2, może dotyczyć wyłącznie punktów,
o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2:
połączonych ze sobą z wykorzystaniem sieci lub instalacji danego odbiorcy
końcowego, bez wykorzystania sieci innych przedsiębiorstw energetycznych,
oraz
w sieci danego przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność
gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii
elektrycznej, do którego urządzeń, instalacji lub sieci odbiorca końcowy jest bez-
pośrednio przyłączony.
W przypadku punktów pomiarowych w sieci dystrybucyjnej objętych umową
kompleksową, o której mowa w art. 5 ust. 3 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo
energetyczne, wniosek, o którym mowa w ust. 2, może dotyczyć wyłącznie punktów
pomiarowych wskazanych w umowie kompleksowej zawartej z jednym sprzedawcą
energii elektrycznej.
W przypadku zlokalizowania punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2,
jednego odbiorcy końcowego w sieciach więcej niż jednego przedsiębiorstwa
energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania,
dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej, do którego urządzeń, instalacji lub
sieci odbiorca końcowy jest bezpośrednio przyłączony, odbiorca końcowy może
złożyć wniosek, o którym mowa w ust. 2, do każdego z przedsiębiorstw.
Wniosek, o którym mowa w ust. 2, zawiera:
nazwę i adres odbiorcy końcowego;
numer w rejestrze przedsiębiorców w Krajowym Rejestrze Sądowym, numer
identyfikacji podatkowej (NIP) lub numer PESEL – w przypadku odbiorcy
końcowego będącego osobą fizyczną;
wykaz punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, połączonych ze sobą
z wykorzystaniem sieci lub instalacji odbiorcy końcowego, bez wykorzystania
sieci innych przedsiębiorstw energetycznych.
Do wniosku, o którym mowa w ust. 2, dołącza się oświadczenie o spełnieniu
warunku, o którym mowa w ust. 4 pkt 1 i 2, o następującej treści: „Oświadczam, że
znane mi są i spełniam warunki określone w art. 70b ust. 4 pkt 1 i 2 ustawy z dnia
8 grudnia 2017 r. o rynku mocy.”.
Wniosek, o którym mowa w ust. 2, może być złożony w formie pisemnej lub
drogą elektroniczną za pomocą systemu teleinformatycznego, w którym
uwierzytelnienie użytkownika nastąpiło przy użyciu profilu zaufanego, profilu
osobistego lub innego środka identyfikacji elektronicznej wydanego w systemie
identyfikacji elektronicznej przyłączonym do węzła krajowego identyfikacji
elektronicznej, o którym mowa w art. 21a ust. 1 pkt 2 lit. a ustawy z dnia 5 września
2016 r. o usługach zaufania oraz identyfikacji elektronicznej (Dz. U. z 2024 r. poz.
1725),informacji, o których mowa w ust. 7, lub
oświadczenia, o którym mowa w ust. 8, przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące
działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii
elektrycznej niezwłocznie wzywa odbiorcę końcowego do uzupełnienia wniosku
w terminie 14 dni od dnia doręczenia wezwania. Przepis ust. 9 stosuje się
odpowiednio.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej może
odmówić połączenia punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, w przypadku gdy
wniosek, o którym mowa w ust. 2, nie został uzupełniony w terminie, o którym mowa
w ust. 11.
Połączenia punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, zgodnie z ust. 2,
dokonuje się z dniem następującym po dniu doręczenia kompletnego wniosku.
Punkty, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, połączone zgodnie z ust. 2, wyszcze-
gólnia się odpowiednio w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii
elektrycznej, o której mowa w art. 5 ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo
energetyczne, umowie kompleksowej, o której mowa w art. 5 ust. 3 tej ustawy, lub,
wyłącznie w przypadku punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 2, umowie sprzedaży
energii elektrycznej, o której mowa w art. 5 ust. 1 tej ustawy.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej, na wniosek
odbiorcy końcowego, dokonuje połączenia punktów, o których mowa w ust. 1
pkt 1 lub 2.
W przypadku połączenia punktów zgodnie z ust. 2, kwalifikacji do grup,
o których mowa w art. 70a ust. 1, dokonuje się na podstawie sumy poboru energii
elektrycznej we wszystkich połączonych punktach.
Wniosek, o którym mowa w ust. 2, może dotyczyć wyłącznie punktów,
o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2:
połączonych ze sobą z wykorzystaniem sieci lub instalacji danego odbiorcy
końcowego, bez wykorzystania sieci innych przedsiębiorstw energetycznych,
oraz
w sieci danego przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność
gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii
elektrycznej, do którego urządzeń, instalacji lub sieci odbiorca końcowy jest
bezpośrednio przyłączony.
W przypadku punktów pomiarowych w sieci dystrybucyjnej objętych umową
kompleksową, o której mowa w art. 5 ust. 3 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo
energetyczne, wniosek, o którym mowa w ust. 2, może dotyczyć wyłącznie punktów
pomiarowych wskazanych w umowie kompleksowej zawartej z jednym sprzedawcą
energii elektrycznej.
W przypadku zlokalizowania punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2,
jednego odbiorcy końcowego w sieciach więcej niż jednego przedsiębiorstwa
energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania,
dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej, do którego urządzeń, instalacji lub
sieci odbiorca końcowy jest bezpośrednio przyłączony, odbiorca końcowy może
złożyć wniosek, o którym mowa w ust. 2, do każdego z przedsiębiorstw.
Wniosek, o którym mowa w ust. 2, zawiera:
nazwę i adres odbiorcy końcowego;
numer w rejestrze przedsiębiorców w Krajowym Rejestrze Sądowym, numer
identyfikacji podatkowej (NIP) lub numer PESEL – w przypadku odbiorcy
końcowego będącego osobą fizyczną;
wykaz punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, połączonych ze sobą
z wykorzystaniem sieci lub instalacji odbiorcy końcowego, bez wykorzystania
sieci innych przedsiębiorstw energetycznych.
Do wniosku, o którym mowa w ust. 2, dołącza się oświadczenie o spełnieniu
warunku, o którym mowa w ust. 4 pkt 1 i 2, o następującej treści: „Oświadczam, że
znane mi są i spełniam warunki określone w art. 70b ust. 4 pkt 1 i 2 ustawy z dnia
8 grudnia 2017 r. o rynku mocy.”.
Wniosek, o którym mowa w ust. 2, może być złożony w formie pisemnej lub
drogą elektroniczną za pomocą systemu teleinformatycznego, w którym
uwierzytelnienie użytkownika nastąpiło przy użyciu profilu zaufanego, profilu
osobistego lub innego środka identyfikacji elektronicznej wydanego w systemie
identyfikacji elektronicznej przyłączonym do węzła krajowego identyfikacji
elektronicznej, o którym mowa w art. 21a ust. 1 pkt 2 lit. a ustawy z dnia 5 września
2016 r. o usługach zaufania oraz identyfikacji elektronicznej (Dz. U. z 2024 r. poz.
1725 oraz z 2026 r. poz. 252), adekwatnie do poziomu bezpieczeństwa środka
identyfikacji elektronicznej wymaganego dla usług świadczonych w tym systemie,
danych weryfikowanych za pomocą kwalifikowanego certyfikatu podpisu
elektronicznego, jeżeli te dane pozwalają na identyfikację i uwierzytelnienie
wymagane w celu realizacji usługi online, albo innych technologii, jeżeli zostaną
udostępnione w tym systemie.
Art. 75.
zmienionyPrzedsiębiorstwa, o których mowa w art. 69 ust. 2 pkt 2–4,
przekazują operatorowi informacje o sumie należnych opłat mocowych w zakresie
i terminach określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 76.
Operator:
pobiera od podmiotów, o których mowa w art. 69 ust. 2, opłatę mocową
w należnej wysokości, pomniejszonej o wierzytelności z tytułu opłaty mocowej
z poprzednich okresów rozliczeniowych odpisane w tym okresie
rozliczeniowym jako wierzytelności nieściągalne w rozumieniu przepisów
art. 16 ust. 2 ustawy z dnia 15 lutego 1992 r. o podatku dochodowym od osób
prawnych (Dz. U. z 20252026 r. poz. 278554, 779, 846, 912 i 340);1123);
gromadzi środki pieniężne z opłaty mocowej.
Podmioty, o których mowa w art. 69 ust. 2, przekazują operatorowi środki
pieniężne z opłaty mocowej należne za dany okres rozliczeniowy w sposób
i w terminach określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 76.
W przypadku gdy przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię
elektryczną przyłączone jest jednocześnie do sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnej
płatnika opłaty mocowej, środki z tytułu pobranej opłaty mocowej wnosi się do
operatora.
Odbiorca końcowy, przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność
gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędące
płatnikiem opłaty mocowej, oraz przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające
energię elektryczną, przyłączeni do sieci dystrybucyjnej, przekazują środki z tytułu
opłaty mocowej do płatnika opłaty mocowej, w terminie określonym w przepisach
wydanych na podstawie art. 76.
Operator i płatnik opłaty mocowej sporządzają i przedstawiają Prezesowi
URE pisemne informacje za każdy kwartał pobierania opłaty mocowej, zawierające
dane dotyczące:
(uchylony)
ilości energii elektrycznej pobranej z sieci przez odbiorców końcowych lub
dostarczonej linią bezpośrednią odbiorcom końcowym, w wybranych godzinach
doby, z uwzględnieniem podziału na grupy odbiorców końcowych K1–K4,
o których mowa w art. 70a ust. 1,
wysokości środków z tytułu opłaty mocowej należnych i uiszczonych w danym
kwartale przez podmioty zobowiązane do jej wnoszenia
– w terminie miesiąca następującego po upływie kwartału, za który jest sporządzana
informacja.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą
w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędące płatnikiem
opłaty mocowej, oraz przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię elek-
tryczną, przyłączeni do sieci dystrybucyjnej przekazują płatnikowi opłaty mocowej
informacje o sumie należnych opłat mocowych oraz informacje, o których mowa
w ust. 6, w terminach określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 76.
Operator i płatnik opłaty mocowej przedstawiają Prezesowi URE informacje
o ilościach energii elektrycznej, o których mowa w art. 74 ust. 12, zgodnie
z przepisami wydanymi na podstawie art. 76.
Art. 77.
zmienionyŚrodki zgromadzone z tytułu opłaty mocowej, a także zatrzymane
zabezpieczenia finansowe i kary, z wyłączeniem kar, o których mowa w art. 85,
zwroty wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego, o którym mowa
w art. 67 ust. 4, środki pozyskane na podstawie art. 67a ust. 8, oraz odsetki od tych
środków, stanowią własność operatora.
Operator powierza zarządcy rozliczeń środki, o których mowa w ust. 1,
zgromadzone za dany okres rozliczeniowy, pomniejszone o należny podatek od
towarów i usług, powiększone o kwotę stanowiącą równowartość podatku od towarów
i usług wskazanego w pisemnej dyspozycji zapłaty, o której mowa w art. 61 ust. 3,
dokonując wpłaty na wyodrębniony rachunek bankowy prowadzony dla zarządcy
rozliczeń, zwany dalej „rachunkiem opłaty mocowej”, do końca miesiąca
następującego po zakończeniu okresu rozliczeniowego. W przypadku gdy kwota
podatku od towarów i usług wskazana na fakturach dostawców mocy jest większa od
kwoty podatku od towarów i usług należnego od środków, o których mowa w ust. 1,
kwotę tej różnicy operator wpłaca na rachunek opłaty mocowej w terminie 3 miesięcy
od zakończenia okresu roz-liczeniowego.
Zarządca rozliczeń zarządza powierzonymi środkami z opłaty mocowej
i innych tytułów przewidzianych ustawą na rachunku opłaty mocowej, na zasadach
określonych w art. 54 ust. 1 ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania
kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem
umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, oraz zapewnia
płynność finansową rozliczeń umów mocowych, w tym może zaciągać zadłużenie na
realizację wypłat wynagrodzenia za wykonanie obowiązku mocowego. Spłata
zadłużenia łącznie z kosztami obsługi tego zadłużenia następuje ze środków
zgromadzonych na rachunku opłaty mocowej.
Zarządca rozliczeń za zarządzanie środkami z opłaty mocowej pobiera
wynagrodzenie równe poniesionym uzasadnionym kosztom wynikającym z tej
działalności, składającym się z kosztów prowadzenia rachunku opłaty mocowej,
kosztów rozliczeń finansowych na rynku mocy oraz kosztów wynikających
z zarządzania płynnością finansową na rynku mocy. Wynagrodzenie to jest
finansowane ze środków z opłaty mocowej.
Środki zgromadzone na rachunku opłaty przejściowej, o którym mowa
w art. 17 ust. 3 ustawy wymienionej w ust. 3, mogą zostać przeznaczone na pokrycie
niedoboru środków na rachunku opłaty mocowej, jeżeli nie spowoduje to
niewykonania zobowiązań wynikających z ustawy, o której mowa w ust. 3.
Wykorzystane środki z rachunku opłaty przejściowej podlegają zwrotowi w pełnej
wysokości na rachunek opłaty przejściowej.
Czynności, o których mowa w ust. 3 oraz 5, nie stanowią umowy pożyczki
w rozumieniu ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 r. – Kodeks cywilny (Dz. U. z 2024 r.
poz. 1061 i 1237) oraz ustawy z dnia 9 września 2000 r. o podatku od czynności
cywilnoprawnych (Dz. U. z 2024 r. poz. 295)rozliczeniowego.
Zarządca rozliczeń zarządza powierzonymi środkami z opłaty mocowej
i innych tytułów przewidzianych ustawą na rachunku opłaty mocowej, na zasadach
określonych w art. 54 ust. 1 ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania
kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem
umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, oraz zapewnia
płynność finansową rozliczeń umów mocowych, w tym może zaciągać zadłużenie na
realizację wypłat wynagrodzenia za wykonanie obowiązku mocowego. Spłata
zadłużenia łącznie z kosztami obsługi tego zadłużenia następuje ze środków
zgromadzonych na rachunku opłaty mocowej.
Zarządca rozliczeń za zarządzanie środkami z opłaty mocowej pobiera
wynagrodzenie równe poniesionym uzasadnionym kosztom wynikającym z tej
działalności, składającym się z kosztów prowadzenia rachunku opłaty mocowej,
kosztów rozliczeń finansowych na rynku mocy oraz kosztów wynikających
z zarządzania płynnością finansową na rynku mocy. Wynagrodzenie to jest
finansowane ze środków z opłaty mocowej.
Środki zgromadzone na rachunku opłaty przejściowej, o którym mowa
w art. 17 ust. 3 ustawy wymienionej w ust. 3, mogą zostać przeznaczone na pokrycie
niedoboru środków na rachunku opłaty mocowej, jeżeli nie spowoduje to
niewykonania zobowiązań wynikających z ustawy, o której mowa w ust. 3.
Wykorzystane środki z rachunku opłaty przejściowej podlegają zwrotowi w pełnej
wysokości na rachunek opłaty przejściowej.
Czynności, o których mowa w ust. 3 oraz 5, nie stanowią umowy pożyczki
w rozumieniu ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 r. – Kodeks cywilny (Dz. U. z 2026 r.
poz. 795) oraz ustawy z dnia 9 września 2000 r. o podatku od czynności
cywilnoprawnych (Dz. U. z 2026 r. poz. 191) i nie podlegają opodatkowaniu tym
podatkiem.
Nadwyżkę finansową wynikającą z różnicy ceny zamknięcia aukcji oraz ceny
dla jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych zagranicznych
w jednej strefie operator wykorzystuje w sposób określony w art. 19 ust. 2 i 3
rozporządzenia 2019/943 oraz na pokrycie kosztów operatora systemu przesyłowego
bezpośrednio połączonego z systemem, z którym została zawarta umowa, o której
mowa w art. 6 ust. 4.
Przychody z wynagrodzenia, o którym mowa w art. 64 pkt 2, operator
wykorzystuje w sposób określony w art. 16 ust. 6 rozporządzenia, o którym mowa
w ust. 7.
Uzasadnione koszty związane z wykonaniem testowego okresu przywołania
na rynku mocy pokrywane przez operatora zgodnie z art. 67 ust. 5, a także odsetki
wypłacane dostawcom mocy i uczestnikom aukcji wstępnej, są pokrywane ze środków
z opłaty mocowej.
Art. 84.
zmienionyOperator informuje na swojej stronie internetowej o publicznym
dostępie do projektu regulaminu rynku mocy oraz o możliwości zgłaszania uwag,
określając miejsce i termin ich zgłaszania, nie krótszyniekrótszy niż 14 dni od dnia udostępnienia
projektu.
Operator przedkłada Prezesowi URE, do zatwierdzenia, projekt regulaminu
rynku mocy wraz z informacją o zgłoszonych uwagach oraz sposobie ich
uwzględnienia. Operator zamieszcza te dokumenty na swojej stronie internetowej oraz
przekazuje je ministrowi właściwemu do spraw energii.
Prezes URE, w uzgodnieniu z ministrem właściwym do spraw energii,
zatwierdza albo odmawia zatwierdzenia regulaminu rynku mocy, w drodze decyzji,
w terminie 45 dni. Na postanowienie ministra właściwego do spraw energii zażalenie
nie przysługuje.
W przypadku odmowy zatwierdzenia regulaminu rynku mocy, Prezes URE,
uzasadniając tę odmowę, wskazuje propozycje zmian oraz wyznacza termin
przedłożenia nowego projektu regulaminu rynku mocy.
Operator publikuje niezwłocznie na swojej stronie internetowej zatwierdzony
przez Prezesa URE regulamin rynku mocy.
Wniesienie odwołania od decyzji, o której mowa w ust. 3, nie wstrzymuje
obowiązku przedłożenia nowego projektu regulaminu rynku mocy do zatwierdzenia.
W przypadku zmiany regulaminu rynku mocy przepisy ust. 1–6 stosuje się
odpowiednio.
Art. 89a.
zmienionyDla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r. stawki
opłaty mocowej ustala się odrębnie w odniesieniu do odbiorców końcowych:
rozliczanych w sposób ryczałtowy – jako stawkę miesięczną, zależną od
rocznego zużycia energii elektrycznej, płatną za punkt poboru energii
elektrycznej rozumiany jako punkt w sieci elektroenergetycznej, w którym
mierzony lub wyznaczany jest pobór energii elektrycznej, określony w umowie
o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub w umowie sprzedaży
energii elektrycznej, o których mowa w art. 5 ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia
1997 r. – Prawo energetyczne, lub w umowie kompleksowej, o której mowa
w art. 5 ust. 3 tej ustawy;
innych niż określeni w pkt 1 – jako stawkę stosowaną do wolumenu energii
elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby, wyrażoną w złotych
za kWh energii elektrycznej.
Za odbiorców końcowych rozliczanych w sposób ryczałtowy, o których mowa
w ust. 1 pkt 1, uznaje się odbiorców końcowych:
pobierających energię elektryczną w punktach poboru energii o napięciu
znamionowym nie wyższymniewyższym niż 1 kV, zużywających energię elektryczną na
potrzeby:
gospodarstw domowych,
pomieszczeń gospodarczych związanych z prowadzeniem gospodarstw
domowych, o ile nie jest w nich wykonywana działalność gospodarcza,
lokali o charakterze zbiorowego mieszkania, o ile nie jest w nich
wykonywana działalność gospodarcza,
mieszkań rotacyjnych, mieszkań pracowników placówek dyplomatycznych
i pracowników zagranicznych przedstawicielstw,
domów letniskowych, domów kempingowych i altan w ogródkach
działkowych, w których nie jest wykonywana działalność gospodarcza, oraz
w przypadkach wspólnego pomiaru – administracji ogródków działkowych,
oświetlenia w budynkach mieszkalnych,
zasilania dźwigów w budynkach mieszkalnych,
węzłów cieplnych i hydroforni, będących w zarządzie administracji domów
mieszkalnych,
garaży, w których nie jest wykonywana działalność gospodarcza;
zaliczonych przez przedsiębiorstwo energetyczne do odrębnej grupy taryfowej
utworzonej zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 46 ust. 3 i 4
ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne dla odbiorców przy-
łączonych do sieci, niezależnie od poziomu napięcia znamionowego sieci,
których instalacje, za zgodą tego przedsiębiorstwa, nie są wyposażone w układy
pomiarowo-rozliczeniowe, celem zasilania, w szczególności silników syren
alarmowych, stacji ochrony katodowej gazociągów oraz oświetlania reklam,
a także w przypadku krótkotrwałego poboru energii elektrycznej trwającego
nie
dłużejniedłużej niż rok;
innych niż wymienieni w pkt 1 i 2, zasilanych z sieci o napięciu znamionowym
nie wyższymniewyższym niż 1 kV i o mocy umownej nie większejniewiększej niż 16 kW.
Na potrzeby przypisania odbiorcy końcowego, o którym mowa w ust. 1 pkt 1,
do właściwej wysokości stawki opłaty mocowej, zgodnie z art. 89b ust. 3, kwalifikacja
odbywa się na podstawie ilości energii elektrycznej zużytej przez tego odbiorcę
końcowego w okresie jednego roku kończącego się z dniem ostatniego dokonanego
odczytu. W przypadku odbiorcy końcowego, który zużywał energię elektryczną
w okresie krótszym niż jeden rok, odbiorcę końcowego kwalifikuje się do danego
przedziału zużycia, przyjmując całkowitą ilość zużytej energii do dnia dokonania
ostatniego odczytu.
Opłatę mocową należną od przedsiębiorstwa wykonującego działalność
gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej
oblicza się jako:
sumę iloczynów stawki opłaty mocowej dla poszczególnych przedziałów
rocznego zużycia energii elektrycznej oraz liczby odbiorców końcowych,
o których mowa w ust. 1 pkt 1;
sumę iloczynów stawki opłaty mocowej dla danej grupy odbiorców końcowych
oraz ilości energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby
przez odbiorców końcowych, o których mowa w ust. 1 pkt 2.
Art. 89b.
zmienionyDla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r. Prezes
URE oblicza, na podstawie danych z roku poprzedzającego rok ustalania stawek
opłaty mocowej, koszt rynku mocy dla grupy odbiorców końcowych, o której mowa
w art. 89a ust. 1 pkt 1, zgodnie z wzorem:
KGD = ZGD
ZK − R ∙ KC
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
KGD – koszt rynku mocy dla grupy odbiorców końcowych, o której mowa
w art. 89a ust. 1 pkt 1,
ZGD – roczne zużycie energii elektrycznej w systemie przez odbiorców
końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1,
ZK – roczne zużycie energii elektrycznej w systemie przez odbiorców
końcowych,
R – wolumen energii elektrycznej, o którym mowa w ust. 2,
KC – całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw.
Wolumen energii elektrycznej wynikający z podziału odbiorców końcowych,
o którym mowa w art. 70a ust. 1, w danym roku lub w danym kwartale roku dostaw,
o którym mowa w art. 74 ust. 5, oblicza się zgodnie z wzorem:
R = (1 − AK1) ∙ ZK1 + (1 − AK2) ∙ ZK2 + (1 − AK3) ∙ ZK3
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
AK1 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców
końcowych K1,
ZK1 – ilość energii elektrycznej pobrana z sieci i zużyta przez odbiorców
końcowych K1 w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2,
AK2 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców
końcowych K2,
ZK2 – ilość energii elektrycznej pobrana z sieci i zużyta przez odbiorców
końcowych K2 w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2,
AK3 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców
końcowych K3,
ZK3 – ilość energii elektrycznej pobrana z sieci i zużyta przez odbiorców
końcowych K3 w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2.
Stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a
ust. 1 pkt 1, Prezes URE kalkuluje odrębnie w odniesieniu do odbiorców końcowych,
zużywających rocznie:
poniżej 500 kWh energii elektrycznej;
od 500 kWh do 1200 kWh energii elektrycznej;
powyżej 1200 kWh do 2800 kWh energii elektrycznej;
powyżej 2800 kWh energii elektrycznej.
W celu wyznaczenia odrębnych stawek opłaty mocowej dla odbiorców
końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, Prezes URE wyznacza stawkę
bazową, zgodnie z wzorem:
S = KGD
0,25 ∙ a + 0,6 ∙ b + c + 1,4 ∙ d
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
S – stawkę bazową,
KGDKGD – koszt rynku mocy dla grupy odbiorców końcowych, o której mowa
w art. 89a ust. 1 pkt 1,
ZGD – roczne zużycie energii elektrycznej w systemie przez odbiorców
końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1,
ZK – roczne zużycie energii elektrycznej w systemie przez odbiorców
końcowych,
R – wolumen energii elektrycznej, o którym mowa w ust. 2,
KC – całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw.
Wolumen energii elektrycznej wynikający z podziału odbiorców końcowych,
o którym mowa w art. 70a ust. 1, w danym roku lub w danym kwartale roku dostaw,
o którym mowa w art. 74 ust. 5, oblicza się zgodnie z wzorem:
R = (1 − AK1) ∙ ZK1 + (1 − AK2) ∙ ZK2 + (1 − AK3) ∙ ZK3
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
AK1 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców
końcowych K1,
ZK1 – ilość energii elektrycznej pobrana z sieci i zużyta przez odbiorców
końcowych K1 w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2,
AK2 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców
końcowych K2,
ZK2 – ilość energii elektrycznej pobrana z sieci i zużyta przez odbiorców
końcowych K2 w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2,
AK3 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców
końcowych K3,
ZK3 – ilość energii elektrycznej pobrana z sieci i zużyta przez odbiorców
końcowych K3 w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2.
Stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a
ust. 1 pkt 1, Prezes URE kalkuluje odrębnie w odniesieniu do odbiorców końcowych,
zużywających rocznie:
poniżej 500 kWh energii elektrycznej;
od 500 kWh do 1200 kWh energii elektrycznej;
powyżej 1200 kWh do 2800 kWh energii elektrycznej;
powyżej 2800 kWh energii elektrycznej.
W celu wyznaczenia odrębnych stawek opłaty mocowej dla odbiorców
końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, Prezes URE wyznacza stawkę
bazową, zgodnie z wzorem:
S = KGD
0,25 ∙ a + 0,6 ∙ b + c + 1,4 ∙ d
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
S – stawkę bazową,
KGD – koszt rynku mocy dla grupy odbiorców końcowych, o której mowa
w art. 89a ust. 1 pkt 1,
a – liczbę odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1,
zużywających rocznie poniżej 500 kWh energii elektrycznej,
b – liczbę odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1,
zużywających rocznie od 500 kWh do 1200 kWh energii elektrycznej,
c – liczbę odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1,
zużywających rocznie powyżej 1200 kWh do 2800 kWh energii
elektrycznej,
d – liczbę odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1,
zużywających rocznie powyżej 2800 kWh energii elektrycznej.
Stawki opłaty mocowej dla poszczególnych grup odbiorców końcowych,
o których mowa w ust. 3, wynoszą:
0,25 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców końcowych, o których
mowa w ust. 3 pkt 1;
0,6 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców końcowych, o których
mowa w ust. 3 pkt 2;
1 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców końcowych, o których mowa
w ust. 3 pkt 3;
1,4 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców końcowych, o których
mowa w ust. 3 pkt 4.
Art. 89c.
zmienionyDla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r. koszt
rynku mocy, o którym mowa w art. 74 ust. 10, dla odbiorców końcowych, o których
mowa w art. 89a ust. 1 pkt 2, Prezes URE oblicza zgodnie z wzorem:
KP = KC- KGD
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
KPKP – koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych, o których mowa
w art. 89a ust. 1 pkt 2,
KCKC – całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw,
KGDKGD – koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych, o których mowa
w art. 89a ust. 1 pkt 1.