Organizacja rynku mocy - Dział 2 - Rynek mocy. - Dz.U.2021.1854 t.j. - OpenLEX

Dział 2 - Organizacja rynku mocy - Rynek mocy.

Dziennik Ustaw

Dz.U.2021.1854 t.j.

Akt obowiązujący
Wersja od: 4 listopada 2022 r. do: 30 czerwca 2024 r.

DZIAŁ  II

Organizacja rynku mocy

Przepisy ogólne

1. 
Operator przeprowadza:
1)
certyfikację ogólną - w celu pozyskania informacji o jednostkach fizycznych i wpisania ich do rejestru rynku mocy, zwanego dalej "rejestrem";
2)
certyfikację do aukcji głównej - w celu utworzenia jednostek rynku mocy i dopuszczenia ich do aukcji głównej;
3)
certyfikację do aukcji dodatkowych - w celu utworzenia jednostek rynku mocy i dopuszczenia ich do jednej lub większej liczby aukcji dodatkowych.
2. 
Certyfikację ogólną rozpoczyna się nie później niż w 2. tygodniu każdego roku, a kończy nie później niż w 11. tygodniu tego roku.
3. 
Certyfikację do aukcji głównej rozpoczyna się 14 tygodni przed aukcją główną, a kończy nie później niż w 4. tygodniu przed aukcją główną.
4. 
Certyfikację do aukcji dodatkowych rozpoczyna się nie później niż 16 tygodni przed aukcjami dodatkowymi, a kończy nie później niż w 4. tygodniu przed aukcjami dodatkowymi.
5. 
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.
6. 
Operator informuje o datach rozpoczęcia i zakończenia certyfikacji, o których mowa w ust. 1, na swojej stronie internetowej.
1. 
Limit 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.
2. 
Jednostkowa emisja dwutlenku węgla w odniesieniu do jednostki wytwórczej wyznaczana jest zgodnie z wzorem:

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.), 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.

3. 
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:
1)
niepołączonych bezpośrednio z jednostką wytwórczą i zasilanych wyłącznie z sieci - jest równy zero;
2)
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.
1. 
Operator 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".
2. 
Aukcje wstępne przeprowadza się po wejściu w życie rozporządzenia, o którym mowa w art. 34 ust. 1, nie później jednak niż 2 tygodnie przed certyfikacją do aukcji głównej.
3. 
Aukcję wstępną, aukcję główną oraz aukcje dodatkowe prowadzi się w postaci elektronicznej za pomocą dedykowanego systemu teleinformatycznego.
4. 
Operator informuje o terminie przeprowadzenia aukcji wstępnej, aukcji głównej oraz aukcji dodatkowych na swojej stronie internetowej.
5. 
Oferty i oświadczenia składane podczas aukcji wstępnej, aukcji głównej oraz aukcji dodatkowych dostawca mocy opatruje kwalifikowanym podpisem elektronicznym.

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, zwany dalej "Prezesem URE", może żądać od uczestników rynku mocy przedstawienia dokumentów lub informacji mających znaczenie dla oceny prawidłowości przebiegu certyfikacji lub aukcji mocy.

Udział mocy zagranicznych w rynku mocy

1. 
Operator zapewnia możliwość udziału mocy zlokalizowanej w systemach elektroenergetycznych państwa członkowskiego Unii Europejskiej, którego system elektroenergetyczny jest bezpośrednio połączony z systemem, przez:
1)
dopuszczenie jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego do udziału w aukcjach mocy albo
2)
organizację aukcji wstępnych odrębnie dla poszczególnych stref, o których mowa w ust. 6, oraz dopuszczenie jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych zagranicznych do udziału w aukcjach mocy.
2. 
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.
3. 
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:
1)
określania i uzgadniania wielkości mocy oferowanej w aukcji mocy przez jednostkę rynku mocy składającą się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego;
2)
udziału w aukcji mocy, w tym składania ofert w aukcji mocy i powstawania obowiązku mocowego jednostki, o której mowa w pkt 1;
3)
wykonywania i rozliczania wykonania obowiązku mocowego przez jednostkę, o której mowa w pkt 1.
4. 
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:
1)
przekazywania informacji na potrzeby potwierdzenia istnienia jednostki fizycznej zagranicznej oraz jej parametrów technicznych;
2)
przekazywania danych umożliwiających weryfikację oraz rozliczenie wykonania obowiązku mocowego przez jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych zagranicznych;
3) 4
 ogłaszania i przeprowadzania testowego okresu przywołania na rynku mocy w odniesieniu do jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych zagranicznych.
5. 
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.
6. 
Strefami, w których znajdują się jednostki fizyczne zagraniczne biorące udział w rynku mocy oraz z którymi jednostki fizyczne połączenia międzysystemowego łączą bezpośrednio system, są:
1)
strefa profilu synchronicznego - obejmująca:
a)
część systemu przesyłowego Republiki Federalnej Niemiec stanowiącą bezpośrednio połączony z systemem obszar grafikowy w rozumieniu art. 3 pkt 91 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485 z dnia 2 sierpnia 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej (Dz. Urz. UE L 220 z 25.08.2017, str. 1),
b)
system przesyłowy Republiki Czeskiej,
c)
system przesyłowy Republiki Słowackiej;
2)
Litwa - obejmująca system przesyłowy Republiki Litewskiej;
3)
Szwecja - obejmująca system przesyłowy Królestwa Szwecji.
1. 
Operator opracowuje informację o prognozowanych maksymalnych wolumenach obowiązków mocowych dla poszczególnych stref określonych w art. 6 ust. 6 na podstawie średnioterminowej oceny wystarczalności wytwarzania opracowywanej cyklicznie zgodnie z rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (Dz. Urz. UE L 158 z 14.06.2019, str. 54), zwanego dalej "rozporządzeniem 2019/943".
2. 
Na podstawie parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7:
1)
określa się maksymalną wielkość oferty mocy składanej w odniesieniu do jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego - w przypadku rozwiązania określonego w art. 6 ust. 1 pkt 1, albo
2)
dokonuje się wyboru ofert na aukcji wstępnej, o którym mowa w art. 9 ust. 4 - w przypadku rozwiązania określonego w art. 6 ust. 1 pkt 2.
1. 
W celu dopuszczenia mocy zagranicznych do udziału w rynku mocy w sposób określony w art. 6 ust. 1 pkt 1, operator uzgadnia z właściwym operatorem systemu przesyłowego bezpośrednio połączonego z systemem wielkość mocy oferowanej w aukcji mocy przez jednostkę rynku mocy składającą się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego jako mniejszą z wielkości:
1)
parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7;
2)
ustalonej przez właściwego operatora systemu przesyłowego bezpośrednio połączonego z systemem.
2. 
W przypadku strefy, o której mowa w art. 6 ust. 6 pkt 1, gdy suma wielkości mocy ustalonych zgodnie z ust. 1 przez operatorów poszczególnych systemów przesyłowych objętych strefą, o której mowa w art. 6 ust. 6 pkt 1, jest większa niż wielkość parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7, uzgodnione wielkości dla poszczególnych systemów uzyskuje się przez ich proporcjonalne obniżenie, tak aby ich suma odpowiadała wielkości tego parametru.
1. 
W aukcji wstępnej uczestnik aukcji, po ustanowieniu zabezpieczenia finansowego na rzecz operatora, składa ofertę obowiązku mocowego na rynku mocy.
2. 
Oferta, o której mowa w ust. 1, zawiera:
1)
cenę w złotych za 1 kW;
2)
wielkość oferowanej mocy w MW - nie mniejszą niż 2 MW;
3)
jednostkowy wskaźnik emisji dwutlenku węgla;
4)
informację, czy uczestnik aukcji wstępnej zgadza się na przyjęcie oferty części oferowanej mocy.
3. 
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.
4. 
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 większa niż wielkość parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7.
5. 
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, a oferta ta jest:
1)
podzielna - ofertę przyjmuje się w części odpowiadającej różnicy między wielkością parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7, a sumą wielkości mocy w pozostałych wybranych ofertach;
2)
niepodzielna - ofertę odrzuca się.
6. 
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.
7. 
Aukcja wstępna kończy się wpisem wybranych ofert do rejestru rynku mocy. Wpis do rejestru rynku mocy uprawnia uczestnika aukcji wstępnej do złożenia wniosku o wydanie certyfikatu dopuszczającego do udziału w najbliższej aukcji głównej, aukcjach dodatkowych lub rynku wtórnym, na zasadach określonych w art. 17 ust. 3 i 4.
8. 
W terminie 7 dni od dnia zakończenia aukcji wstępnej operator informuje uczestnika aukcji wstępnej o przyjęciu lub odrzuceniu złożonej przez niego oferty.
9. 
Operator publikuje wyniki aukcji wstępnej w terminie 5 dni roboczych od dnia zakończenia aukcji mocy, której dotyczyła dana aukcja wstępna.
10. 
Prezes URE może żądać od operatora przedstawienia cen ofert z aukcji wstępnych, z zachowaniem przepisów o ochronie informacji niejawnych i innych informacji prawnie chronionych.
11. 
Prawa wynikające z oferty przyjętej w aukcji wstępnej nie mogą zostać przeniesione na inną osobę.
1. 
Operator w terminie 21 dni od zakończenia aukcji wstępnej przedkłada ministrowi właściwemu do spraw energii oraz Prezesowi URE informację o przebiegu tej aukcji. Informacja zawiera:
1)
listę ofert wraz z nazwami uczestników aukcji wstępnych, wielkościami mocy w ofertach oraz informacją o przyjęciu poszczególnych ofert;
2)
informację o ofertach odrzuconych wraz z uzasadnieniem.
2. 
Operator, w terminie 14 dni od zawarcia lub zmiany umowy, o której mowa w art. 6 ust. 3 albo 4, przekazuje Prezesowi URE i ministrowi właściwemu do spraw energii informację o jej zawarciu lub zmianie.

Certyfikacja ogólna

Właściciel jednostki fizycznej wytwórczej istniejącej, której moc osiągalna brutto jest nie mniejsza niż 2 MW, jest obowiązany zgłosić jednostkę fizyczną wytwórczą do każdej certyfikacji ogólnej.

1. 
W certyfikacji ogólnej właściciel jednostki fizycznej lub jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej albo podmiot przez niego upoważniony składa operatorowi wniosek o wpis tej jednostki do rejestru, zwany dalej "wnioskiem o rejestrację".
2. 
Wniosek o rejestrację zawiera:
1)
dane identyfikacyjne jednostki fizycznej i jej właściciela;
2)
dane identyfikacyjne podmiotu upoważnionego do działania w imieniu właściciela jednostki fizycznej, jeżeli został wskazany, oraz dokumenty upoważniające do działania w jego imieniu;
3)
informacje o lokalizacji jednostki fizycznej;
4)
parametry techniczne jednostki fizycznej oraz wykaz punktów pomiarowych;
5)
w przypadku jednostki fizycznej wytwórczej - plan pracy na okres kolejnych 5 lat kalendarzowych, licząc od roku następującego po roku certyfikacji ogólnej, w tym czas planowanej niedyspozycyjności jednostki w tym okresie;
6)
zgłoszenie danej jednostki fizycznej do udziału w najbliższej aukcji głównej lub w jednej lub w większej liczbie aukcji dodatkowych wraz ze wskazaniem kwartałów albo oświadczenie o nieuczestniczeniu w najbliższej aukcji głównej lub w aukcjach dodatkowych;
7)
w przypadku jednostki fizycznej wytwórczej planowanej - wskazanie roku dostaw, którego będzie dotyczyć aukcja główna, do udziału, w której zostanie zgłoszona ta jednostka;
8)
inne informacje określone w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83.
3. 
Zgłaszając jednostkę fizyczną w certyfikacji ogólnej w roku następującym po roku, w którym jednostka ta została wpisana do rejestru, wnioskodawca może przedłożyć wniosek o rejestrację zawierający tylko uzupełnienie lub zmianę informacji przekazanych w poprzedniej certyfikacji ogólnej.
4. 
W przypadku gdy informacje lub dane zawarte we wniosku o rejestrację jednostki fizycznej wytwórczej planowanej:
1)
uległy zmianie - wnioskodawca jest obowiązany zgłosić w najbliższej certyfikacji ogólnej ich uzupełnienie lub zmianę;
2)
o których mowa w ust. 2 pkt 1-4, uległy zmianie - wnioskodawca może zgłosić ich uzupełnienie lub zmianę po uzyskaniu wpisu do rejestru, a przed wydaniem certyfikatu potwierdzającego utworzenie jednostki rynku mocy, w której skład wchodzi dana jednostka fizyczna wytwórcza planowana.
5. 
W przypadku składania wniosku o rejestrację jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej wniosek o rejestrację zawiera:
1)
informacje, o których mowa w ust. 2 pkt 6 i 8;
2)
dane podmiotu, który będzie pełnił funkcję dostawcy mocy;
3)
planowaną łączną moc osiągalną wszystkich jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, które wejdą w skład danej jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej;
4)
plan działalności, wykonany zgodnie z wytycznymi zawartymi w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83.
6. 
Wpis do rejestru jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej uprawnia tę jednostkę do udziału w najbliższej certyfikacji do aukcji głównej oraz najbliższej certyfikacji do aukcji dodatkowych.
7. 
Określenie wszystkich informacji, o których mowa w ust. 2, w odniesieniu do jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania wchodzących w skład jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej następuje przed przeprowadzeniem testu redukcji zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1.
1. 
W przypadku gdy wniosek o rejestrację nie spełnia wymogów określonych w art. 12 ust. 2 lub 5, operator wzywa wnioskodawcę do usunięcia wad lub braków formalnych wniosku w terminie określonym w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83.
2. 
W przypadku nieusunięcia w terminie wad lub braków formalnych wniosku o rejestrację operator odmawia wpisania jednostki fizycznej do rejestru, o czym niezwłocznie informuje wnioskodawcę.
1. 
Operator, w terminie 14 dni od zakończenia certyfikacji ogólnej, przedkłada Prezesowi URE oraz ministrowi właściwemu do spraw energii informację o przebiegu tej certyfikacji. Informacja ta zawiera w szczególności:
1)
sumę mocy osiągalnej netto wszystkich jednostek fizycznych zgłoszonych do certyfikacji ogólnej w podziale na: jednostki fizyczne wytwórcze planowane i istniejące, jednostki fizyczne redukcji zapotrzebowania, jednostki redukcji zapotrzebowania planowane, jednostki fizyczne wytwórcze będące magazynem energii elektrycznej oraz jednostki fizyczne zagraniczne;
2)
sumę mocy osiągalnej netto jednostek fizycznych, w stosunku do których zadeklarowano udział w aukcji głównej, w podziale na jednostki fizyczne wytwórcze planowane i istniejące, jednostki fizyczne redukcji zapotrzebowania, jednostki fizyczne wytwórcze będące magazynem energii elektrycznej oraz jednostki fizyczne zagraniczne;
3)
wykaz podmiotów wezwanych do uzupełnienia wniosku, zgodnie z art. 13 ust. 1;
4)
wykaz podmiotów, którym odmówiono wpisu do rejestru, zgodnie z art. 13 ust. 2.
2. 
Operator, w terminie 28 dni od zakończenia certyfikacji ogólnej, przedkłada Prezesowi URE oraz ministrowi właściwemu do spraw energii proponowane wartości parametrów, o których mowa w art. 31 pkt 1, 2, 4 i 5 i art. 32 ust. 1 pkt 2-7 oraz ust. 3.

Certyfikacja do aukcji głównej i aukcji dodatkowych

1. 
W certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych właściciel jednostki fizycznej, jednostki fizycznej zagranicznej albo jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej lub podmiot przez niego upoważniony do dysponowania tą jednostką na rynku mocy składa operatorowi wniosek o:
1)
utworzenie jednostki rynku mocy i dopuszczenie jej do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych lub dopuszczenie do udziału w rynku wtórnym lub
2)
dopuszczenie do aukcji dodatkowych jednostki rynku mocy utworzonej w certyfikacji do aukcji głównej na ten sam rok dostaw

- zwany dalej "wnioskiem o certyfikację".

2. 
Wniosek o certyfikację może dotyczyć jednostek fizycznych, jednostek fizycznych zagranicznych albo jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych wpisanych do rejestru, z wpisem ważnym w chwili rozpoczęcia certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych.
3. 
Dostawca mocy nie może złożyć wniosku o certyfikację do aukcji głównej jednostki rynku mocy, w odniesieniu do której zawarł już wieloletnią umowę mocową obejmującą okres dostaw, którego dotyczy ta certyfikacja.
4. 
Jednostka rynku mocy objęta obowiązkiem mocowym na dany rok dostaw lub jednostka fizyczna, wchodząca w skład takiej jednostki rynku mocy, nie może zostać zgłoszona do certyfikacji do aukcji dodatkowych dotyczących tego samego roku.
5. 
Jednostka rynku mocy, składająca się z jednostek fizycznych wytwarzających rocznie więcej niż 30% energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji, może wziąć udział zarówno w aukcji głównej, jak i aukcji dodatkowej na ten sam rok dostaw, z zastrzeżeniem, że suma oferowanych obowiązków mocowych przez tę jednostkę nie może być wyższa niż iloczyn mocy osiągalnej netto i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności dla tej jednostki.
6. 
Dostawca mocy nie może złożyć wniosku o certyfikację w odniesieniu do jednostki rynku mocy, która w roku dostaw, dla którego prowadzona jest dana certyfikacja, nie będzie spełniała limitu emisji, z uwzględnieniem ust. 7.
7. 
W przypadku jednostki rynku mocy, o której mowa w ust. 6, w skład której wchodzą wyłącznie jednostki wytwórcze, które rozpoczęły produkcję komercyjną przed dniem 4 lipca 2019 r., dostawca mocy może złożyć wniosek o certyfikację wyłącznie w zakresie utworzenia jednostki rynku mocy i dopuszczenia jej do udziału w rynku wtórnym.
8. 
Wniosku o certyfikację nie może złożyć dostawca mocy, wobec którego w terminie rozpoczęcia danej certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych 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 (Dz. Urz. UE L 187 z 26.06.2014, str. 1, z późn. zm.).
1. 
Dostawca mocy może złożyć wniosek o utworzenie jednostki rynku mocy składającej się z:
1)
jednostki fizycznej wytwórczej o mocy osiągalnej netto nie mniejszej niż 2 MW;
2)
jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania o mocy osiągalnej redukcji zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;
3)
grupy jednostek fizycznych wytwórczych, których łączna moc osiągalna netto wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW, a maksymalna moc osiągalna netto pojedynczej jednostki fizycznej w grupie tych jednostek jest nie większa niż 10 MW;
4)
grupy jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW;
5)
jednej jednostki fizycznej zagranicznej wytwórczej o mocy osiągalnej netto nie mniejszej niż 2 MW;
6)
jednej jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania o mocy osiągalnej redukcji zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;
7)
grupy jednostek fizycznych zagranicznych wytwórczych, których łączna moc osiągalna netto wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW, a maksymalna moc osiągalna netto pojedynczej jednostki fizycznej w grupie tych jednostek jest nie większa niż 10 MW;
8)
grupy jednostek fizycznych zagranicznych redukcji zapotrzebowania, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW;
9)
jednej jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej o mocy osiągalnej redukcji zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;
10)
grupy jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW;
11)
grupy składającej się z co najmniej jednej jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania i co najmniej jednej jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW.
2. 
W skład jednostki rynku mocy na dany rok dostaw nie może wchodzić jednostka fizyczna:
1)
w odniesieniu do której wytwórcy energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii będzie w danym roku dostaw przysługiwało prawo do pokrycia ujemnego salda, o którym mowa w art. 93 ust. 2 pkt 3 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, inna niż:
a)
instalacja spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii lub
b)
układ hybrydowy w rozumieniu art. 2 pkt 34 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii;
2)
w odniesieniu do której wytwórca energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, dla danego okresu dostaw, będzie składał wniosek o wydanie świadectw pochodzenia w rozumieniu ustawy wymienionej w pkt 1, inna niż:
a)
instalacja spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy wymienionej w pkt 1 lub
b)
układ hybrydowy w rozumieniu art. 2 pkt 34 ustawy wymienionej w pkt 1;
3)
w odniesieniu do której wytwórca lub odbiorca energii elektrycznej będzie w danym roku świadczył na rzecz operatora usługę określoną w instrukcji, o której mowa w art. 9g ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, o charakterze świadczenia i wynagradzania zbliżonym do obowiązku mocowego na rynku mocy;
3a)
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 2021 r. poz. 234, 784, 1093 i 1642);
4)
(uchylony);
4a)
w skład której wchodzi jednostka wytwórcza, która w roku dostaw nie będzie spełniała limitu emisji i rozpoczęła produkcję komercyjną nie wcześniej niż w dniu 4 lipca 2019 r.
5)
zagraniczna, w odniesieniu do której dostawca mocy będzie w roku dostaw korzystał z odpowiedniego systemu wsparcia wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych lub wysokosprawnej kogeneracji.
3. 
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.
4. 
W trakcie certyfikacji do aukcji mocy operator tworzy jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego i wpisuje je do rejestru.
1. 
Jednostką rynku mocy może dysponować tylko jeden dostawca mocy na dany rok kalendarzowy.
2. 
Jednostka fizyczna może wchodzić w skład tylko jednej jednostki rynku mocy na dany rok kalendarzowy.
3. 
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.
4. 
Łączna wielkość obowiązku mocowego, którą zamierza oferować uczestnik aukcji wstępnej jako dostawca mocy, jest nie mniejsza niż 2 MW i nie większa od wielkości wynikającej z zaakceptowanej oferty oraz nie większa od sumy iloczynów mocy osiągalnych poszczególnych jednostek fizycznych zagranicznych i właściwych korekcyjnych współczynników dyspozycyjności.
5. 
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.
1. 
Maksymalną wielkość obowiązku mocowego, jaką we wniosku o certyfikację można zaoferować na rynku mocy przez jednostkę rynku mocy, określa się z uwzględnieniem korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności wyznaczanego dla poszczególnych grup technologii, zwanego dalej "korekcyjnym współczynnikiem dyspozycyjności".
2. 
Korekcyjny współczynnik dyspozycyjności wyznacza się corocznie na podstawie danych historycznych za okres ostatnich 5 lat dotyczących typowych dla danych grup technologii charakterystyk dostarczania mocy oraz awaryjności i ubytków mocy osiągalnej netto.
3. 
Wartości korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności dla poszczególnych grup technologii wyznacza się w przedziale od 0 do 1.
4. 
Jeżeli jednostka rynku mocy składa się z grupy jednostek fizycznych należących do różnych grup technologii dostarczania mocy, korekcyjny współczynnik dyspozycyjności dla tej jednostki rynku mocy jest równy najniższemu ze współczynników dla jednostek fizycznych wchodzących w jej skład.
1. 
Wniosek o certyfikację jednostki rynku mocy wytwórczej zawiera:
1)
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;
2)
wystawione przez operatora lub właściwego ze względu na lokalizację operatora systemu dystrybucyjnego potwierdzenie spełniania określonych w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83, wymogów technicznych, niezbędnych do poprawnego prowadzenia rozliczeń, przez wszystkie układy pomiarowe jednostek fizycznych wchodzących w skład jednostki rynku mocy;
3)
kopie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej przez jednostki fizyczne wchodzące w skład jednostki rynku mocy, jeżeli są wymagane zgodnie z ustawą z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne lub kopie promes koncesji;
4)
moc osiągalną netto każdej z jednostek fizycznych w okresie dostaw;
5)
informacje potwierdzające zdolność dostawy mocy osiągalnej netto przez poszczególne jednostki fizyczne wchodzące w skład jednostki rynku mocy w okresie dostaw przez nieprzerwany okres nie krótszy niż 4 godziny, w tym informacje o zastosowanej technologii i sposobie zapewnienia dostępności odpowiedniej ilości paliwa na potrzeby wykonania obowiązku mocowego;
6)
informacje zawierające:
a)
szybkość zmian wielkości wytwarzania energii elektrycznej przez jednostki fizyczne wchodzące w skład jednostki rynku mocy,
b)
charakterystykę sprawności wytwarzania energii elektrycznej netto, a w przypadku jednostek kogeneracji, o których mowa w art. 3 pkt 35 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, także charakterystykę sprawności wytwarzania energii elektrycznej netto i ciepła oraz sprawności ogólnej netto rozumianej jako stosunek wytwarzania netto energii elektrycznej i ciepła do zużycia energii chemicznej paliwa w jednostce kogeneracji,
c)
minimum techniczne wytwarzania energii elektrycznej, przy którym jednostka fizyczna wytwórcza może pracować przez nieprzerwany okres nie krótszy niż 4 godziny, bez uszczerbku dla trwałości tej jednostki, wyrażone w stosunku do mocy osiągalnej netto,
d)
jednostkowe wskaźniki emisji: dwutlenku węgla, siarki, tlenków azotu oraz pyłów,
e)
dane, za rok kalendarzowy poprzedzający rok, w którym odbywa się certyfikacja do aukcji mocy, dotyczące kosztów operacyjnych stałych i zmiennych oraz kosztów kapitałowych jednostek fizycznych wchodzących w skład jednostki rynku mocy obejmujące:
jednostkowe koszty zmienne, inne niż koszty paliwa podstawowego i uprawnień do emisji,
koszty stałe operacyjne,
koszty stałe kapitałowe,
nakłady inwestycyjne związane z działaniami na aktywach składających się na tę jednostkę;
7)
informacje o istniejących i planowanych ograniczeniach czasu eksploatacji jednostki fizycznej, wynikających z odrębnych przepisów;
8)
oświadczenia, że nie zachodzą okoliczności, o których mowa w art. 16 ust. 2;
9)
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, oświadczenie o niespełnieniu tego limitu;
10)
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;
11)
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.
2. 
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:
1)
planowane lub poniesione nakłady finansowe oraz zakres rzeczowy prac związanych z tymi nakładami;
2)
w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy mocowej na okres dłuższy niż 1 rok dostaw - niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
a)
nakłady finansowe, o których mowa w pkt 1, oraz
b)
planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną, wchodzącą w skład nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, wymagań emisyjnych zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) (Dz. Urz. UE L 334 z 17.12.2010, str. 17, z późn. zm.) lub odpowiednio z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/2193 z dnia 25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania (Dz. Urz. UE L 313 z 28.11.2015, str. 1), oraz
ba)
planowane spełnienie limitu emisji przez nową jednostkę rynku mocy wytwórczą w każdym roku dostaw,
c)
w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy zgodnie z art. 25 ust. 5 - planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną wchodzącą w skład nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, parametru, o którym mowa odpowiednio w art. 25 ust. 5 pkt 1 lub 2;
3)
poświadczoną kopię:
a)
umowy o przyłączenie do sieci albo warunków przyłączenia, jeżeli umowa taka nie została zawarta,
b)
prawomocnego pozwolenia na budowę wydanego dla jednostki fizycznej, jeżeli jest ono wymagane na podstawie przepisów prawa budowlanego i zostało wydane,
c)
prawomocnej decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach zgody na realizację przedsięwzięcia wydanej na podstawie przepisów ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko (Dz. U. z 2021 r. poz. 247, 784, 922, 1211 i 1551), jeżeli jest wymagana i została wydana;
4)
informacje potwierdzające możliwość pozyskania finansowania;
5)
harmonogram rzeczowo-finansowy inwestycji;
6)
informację o okresie, na jaki dostawca mocy zamierza zawrzeć umowę mocową, z uwzględnieniem art. 25 ust. 4 i 5.
3. 
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:
1)
planowane lub poniesione nakłady finansowe oraz zakres rzeczowy prac związanych z tymi nakładami;
2)
moc osiągalną netto w okresie dostaw w przypadku rezygnacji z modernizacji;
3)
wielkość obowiązku mocowego, która będzie oferowana w aukcji mocy w przypadku rezygnacji z modernizacji, nie wyższą niż:
a)
wielkość obowiązku mocowego, którą dostawca mocy oferował w przypadku modernizacji,
b)
iloczyn korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności i mocy, o której mowa w pkt 2;
4)
w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy mocowej na okres dłuższy niż 1 rok dostaw - niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
a)
nakłady finansowe, o których mowa w pkt 1, oraz
b)
planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną, wchodzącą w skład modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, wymagań emisyjnych zgodnie z dyrektywami, o których mowa w ust. 2 pkt 2 lit. b oraz
ba)
planowane spełnienie limitu emisji przez modernizowaną jednostkę rynku mocy wytwórczą w każdym roku dostaw,
c)
w przypadku ubiegania się o zawarcie umowy zgodnie z art. 25 ust. 5 - planowane spełnienie przez jednostkę fizyczną wchodzącą w skład modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, parametru, o którym mowa odpowiednio w art. 25 ust. 5 pkt 1 albo 2;
5)
informacje potwierdzające możliwość pozyskania finansowania na modernizację;
6)
harmonogram rzeczowo-finansowy inwestycji;
7)
informacje o zmianie parametrów techniczno-ekonomicznych w następstwie modernizacji;
8)
informację o okresie obowiązywania umowy mocowej, z uwzględnieniem art. 25 ust. 4 i 5, którą dostawca mocy planuje zawrzeć w wyniku aukcji mocy w odniesieniu do tej jednostki.
4. 
Dostawca mocy, który ubiega się o utworzenie jednostki rynku mocy składającej się z jednej lub większej liczby jednostek fizycznych zagranicznych:
1)
przedkłada informacje, o których mowa w ust. 1 pkt 1 oraz 4-8;
2)
w przypadku certyfikacji do aukcji dodatkowych - wskazuje kwartały roku dostaw, w odniesieniu do których zamierza brać udział w aukcjach dodatkowych;
3)
przedkłada potwierdzenie wystawione przez operatora systemu przesyłowego, właściwego ze względu na lokalizację jednostki fizycznej zagranicznej, zgodności ze stanem faktycznym parametrów technicznych oraz lokalizacji wszystkich jednostek fizycznych zagranicznych wchodzących w skład danej jednostki rynku mocy;
4)
przedkłada zobowiązanie operatora systemu przesyłowego, właściwego ze względu na lokalizację jednostki fizycznej zagranicznej, do przekazywania operatorowi danych pomiarowo-rozliczeniowych oraz danych o składanych przez jednostkę fizyczną zagraniczną ofertach wytwarzania lub redukcji poboru energii elektrycznej, umożliwiających weryfikację oraz rozliczenie wykonania obowiązku mocowego, na warunkach i w sposób określony w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83.
1. 
Wniosek 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.
2. 
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.
3. 
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.
4. 
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:
1)
planowane lub poniesione nakłady finansowe oraz zakres rzeczowy prac związanych z tymi nakładami;
2)
niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
a)
nakłady finansowe, o których mowa w pkt 1, oraz
b)
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 fizycznych tworzących daną jednostkę rynku mocy redukcji zapotrzebowania w każdym roku dostaw;
3)
informację o okresie, na jaki dostawca mocy zamierza zawrzeć umowę mocowa, z uwzględnieniem art. 25 ust. 4 pkt 2-4.
5. 
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.
6. 
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.

Przedkładając w certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych wniosek o utworzenie jednostki rynku mocy uprzednio certyfikowanej, dostawca mocy może złożyć wniosek o certyfikację zawierający tylko uzupełnienie lub zmianę informacji przekazanych w poprzedniej certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych.

1. 
W przypadku gdy wniosek o certyfikację nie spełnia wymogów określonych w art. 15, art. 16 ust. 1 lub 2, art. 19 lub art. 20, lub w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83, operator wzywa składającego wniosek do usunięcia wad lub braków formalnych wniosku w sposób i w terminie określonym w tym regulaminie.
2. 
W przypadku nieusunięcia wad lub braków formalnych wniosku o certyfikację, w wyznaczonym terminie, operator odmawia wydania certyfikatu, o czym niezwłocznie informuje składającego wniosek.

Na podstawie wniosku o certyfikację, operator wydaje certyfikat potwierdzający utworzenie jednostki rynku mocy, jeżeli właściciel jednostki fizycznej lub podmiot przez niego upoważniony złożył wniosek o jej utworzenie, oraz dopuszczający tę jednostkę rynku mocy do udziału w:

1)
aukcji głównej lub jednej, lub większej liczbie aukcji dodatkowych następujących bezpośrednio po tej certyfikacji, o ile w certyfikacji ogólnej zgłoszono do udziału w aukcji wszystkie jednostki fizyczne wchodzące w skład tej jednostki rynku mocy;
2)
rynku wtórnym w odniesieniu do okresu dostaw, którego dotyczyła dana certyfikacja.
1. 
W przypadku jednostek rynku mocy, które zawarły umowę mocowa 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.
2. 
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.
3. 
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.
4. 
W przypadku jednostki rynku mocy, dla której w toku aukcji mocy nie została zawarta umowa mocowa lub została zawarta umowa mocowa na nie więcej 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.
1. 
Certyfikat wydawany dla jednostki rynku mocy zawiera co najmniej:
1)
dane identyfikacyjne dostawcy mocy oraz jednostki rynku mocy;
2)
kwalifikację jednostki rynku mocy zgodnie z art. 25 ust. 1;
3)
okres dostaw, którego dotyczy certyfikat;
4)
wskazanie aukcji mocy, do udziału w których dopuszcza certyfikat;
5)
wielkość obowiązku mocowego, która będzie oferowana w aukcji mocy, której dotyczyła certyfikacja;
6)
w przypadku modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej - wielkość obowiązku mocowego, która będzie oferowana w aukcji mocy w przypadku rezygnacji z modernizacji;
7)
iloczyn mocy osiągalnej netto i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności;
8)
informację o statusie jednostki rynku mocy, jako cenotwórcy albo cenobiorcy;
9)
informację o liczbie okresów dostaw, na którą dostawca mocy zamierza zawrzeć umowę mocową w wyniku aukcji głównej - w przypadku nowej lub modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej lub jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, o której mowa w art. 20 ust. 4.
2. 
W przypadku gdy dostawca mocy nie zawarł w wyniku aukcji głównej umowy mocowej:
1)
certyfikat wydany dla tej jednostki wygasa z dniem ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji mocy - w odniesieniu do nowej jednostki rynku mocy wytwórczej;
2)
jednostka staje się istniejącą jednostką rynku mocy, a jej moc osiągalna jest równa wielkości określonej w ust. 1 pkt 6 - w odniesieniu do modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej;
3)
certyfikat wydany dla jednostki rynku mocy, innej niż określona w pkt 1 i 2, może po zakończeniu tej aukcji mocy zostać wygaszony przez operatora na wniosek dostawcy mocy.
1. 
Wydając certyfikat dla jednostki rynku mocy wytwórczej w certyfikacji do aukcji głównej, operator kwalifikuje ją jako:
1)
istniejącą jednostkę rynku mocy wytwórczą;
2)
nową jednostkę rynku mocy wytwórczą - jeżeli składa się ona wyłącznie z jednostki fizycznej wytwórczej planowanej;
3)
modernizowaną jednostkę rynku mocy wytwórczą - jeżeli dostawca mocy wykazał we wniosku o certyfikację, że jednostka fizyczna wytwórcza istniejąca spełnia parametr, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. b.
2. 
Wydając certyfikat dla jednostki rynku mocy wytwórczej w certyfikacji do aukcji dodatkowych, operator kwalifikuje ją jako istniejącą jednostkę rynku mocy wytwórczą.
3. 
Wydając certyfikat dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania w certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych, operator kwalifikuje ją jako:
1)
potwierdzoną jednostkę rynku mocy redukcji zapotrzebowania - jeżeli do wniosku o certyfikację dołączono potwierdzenie testu zdolności redukcji zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1;
2)
niepotwierdzoną jednostkę rynku mocy redukcji - jeżeli do wniosku o certyfikację nie dołączono potwierdzenia testu zdolności redukcji zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1.
4. 
Certyfikat uprawnia dostawcę mocy do oferowania obowiązku mocowego w przypadku:
1)
nowej jednostki rynku mocy wytwórczej spełniającej parametr, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. a, na nie więcej niż piętnaście kolejnych okresów dostaw;
2)
nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej albo jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, o której mowa w art. 20 ust. 4, spełniającej parametr, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. b, na nie więcej niż pięć kolejnych okresów dostaw;
3)
istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej, jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, innej niż określona w pkt 2, nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, innej niż określona w pkt 1 i 2, jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych zagranicznych lub jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego - na jeden okres dostaw, w toku aukcji głównej;
4)
istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej, jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych zagranicznych lub jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego - na jeden okres dostaw, w toku aukcji dodatkowej.
5. 
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:
1)
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;
2)
w przypadku jednostek kogeneracji - co najmniej połowę wytworzonego ciepła w tej jednostce dostarcza do systemu ciepłowniczego, w którym nośnikiem ciepła jest gorąca woda.
6. 
Jednostka rynku mocy w aukcji głównej posiada:
1)
status cenotwórcy - w przypadku:
a)
nowej albo modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej,
b)
jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania albo jednostki rynku mocy składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania,
c)
jednostki rynku mocy składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej wytwórczej,
d)
jednostki fizycznej połączenia międzysystemowego;
2)
status cenobiorcy - w przypadku istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej.
7. 
Jednostka rynku mocy w aukcji dodatkowej posiada status:
1)
cenotwórcy - w przypadku:
a)
jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania,
b)
jednostki rynku mocy składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej,
c)
jednostki fizycznej połączenia międzysystemowego;
2)
cenobiorcy - w przypadku istniejącej jednostki rynku mocy wytwórczej.
1. 
W odniesieniu do nowej jednostki rynku mocy wytwórczej oraz niepotwierdzonej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, operator wydaje certyfikat warunkowy.
2. 
Certyfikat warunkowy uprawnia dostawcę mocy do udziału w aukcji mocy po ustanowieniu na rzecz operatora zabezpieczenia finansowego, o którym mowa w art. 50. W przypadku gdy dostawca mocy nie ustanowi zabezpieczenia finansowego w terminie określonym w przepisach wydanych na podstawie art. 51, traci uprawnienie do udziału w aukcji mocy z jednostką rynku mocy, której dotyczył certyfikat warunkowy.
3. 
Przepisu ust. 2 zdanie pierwsze w zakresie obowiązku złożenia zabezpieczenia nie stosuje się w przypadku, gdy zostało ono już ustanowione na potrzeby poprzednich aukcji, a certyfikat dopuszczający do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych wydany dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania pozostaje w mocy.

Operator, w terminie 10 dni od zakończenia certyfikacji do aukcji głównej, przedkłada Prezesowi URE oraz ministrowi właściwemu do spraw energii informację o przebiegu tej certyfikacji. Informacja ta zawiera w szczególności:

1)
liczbę utworzonych jednostek rynku mocy oraz sumę iloczynów ich mocy osiągalnej netto i korekcyjnych współczynników dyspozycyjności, w podziale na: jednostki rynku mocy wytwórcze istniejące, modernizowane i nowe, jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, jednostki rynku mocy wytwórcze będące magazynem energii elektrycznej, jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych zagranicznych oraz jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego;
2)
wykaz jednostek fizycznych, które pomimo zgłoszenia udziału w aukcji głównej podczas certyfikacji ogólnej, nie przystąpiły do certyfikacji do aukcji głównej;
3)
sumaryczną wielkość obowiązków mocowych, które będą oferowali dostawcy mocy w aukcji głównej, w podziale na cenotwórców i cenobiorców;
4)
wykaz jednostek rynku mocy, w których skład wchodzą jednostki fizyczne z istniejącymi lub planowanymi ograniczeniami czasu eksploatacji wynikającymi z odrębnych przepisów oraz rodzajem tych ograniczeń;
5)
wykaz podmiotów wezwanych do uzupełnienia wniosku zgodnie z art. 22 ust. 1;
6)
wykaz podmiotów, którym odmówiono wydania certyfikatu, zgodnie z art. 22 ust. 2;
7)
sumę iloczynów mocy osiągalnej netto jednostek rynku mocy, dla których został wydany certyfikat uprawniający do uczestnictwa tylko w rynku wtórnym, i ich korekcyjnych współczynników dyspozycyjności.

Operator, w terminie 10 dni od zakończenia certyfikacji do aukcji dodatkowych, przedkłada Prezesowi URE oraz ministrowi właściwemu do spraw energii informację o przebiegu tej certyfikacji. Informacja ta zawiera w szczególności:

1)
liczbę utworzonych i dopuszczonych do udziału w aukcjach dodatkowych jednostek rynku mocy oraz sumę iloczynów ich mocy osiągalnej netto i korekcyjnych współczynników dyspozycyjności;
2)
sumaryczną wielkość obowiązków mocowych, które będą oferowali dostawcy mocy w poszczególnych aukcjach dodatkowych, w podziale na cenotwórców i cenobiorców;
3)
wykaz podmiotów wezwanych do uzupełnienia wniosku zgodnie z art. 22 ust. 1;
4)
wykaz podmiotów, którym odmówiono wydania certyfikatu, zgodnie z art. 22 ust. 2.

Aukcje mocy

1. 
Na rynku mocy przeprowadza się aukcje mocy, w których dostawcy mocy oferują obowiązek mocowy.
2. 
Operator do dnia 1 marca każdego roku ogłasza datę:
1)
aukcji głównej - przypadającą w okresie między 1 a 22 grudnia w roku ogłoszenia aukcji;
2)
aukcji dodatkowych - przypadającą w pierwszym kwartale w roku następującym po roku ogłoszenia aukcji.
3. 
Aukcję główną przeprowadza się w piątym roku przed okresem dostaw, zgodnie z harmonogramem:
1)
w 2019 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2024;
2)
w 2020 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2025;
3)
w 2021 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2026;
4)
w 2022 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2027;
5)
w 2023 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2028;
6)
w 2024 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2029;
7)
w 2025 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2030,

z wyjątkiem roku 2018, w którym przeprowadza się aukcje główne na okresy dostaw przypadające na lata 2021-2023.

3a. 
W toku aukcji głównej, o której mowa w ust. 3, dostawca mocy może oferować obowiązek mocowy na okresy dostaw przypadające po roku, na który przeprowadzana jest ta aukcja, zgodnie z wydanym certyfikatem.
4. 
Aukcje dodatkowe przeprowadza się w roku poprzedzającym rok, na który przypadają okresy dostaw każdej z tych aukcji, przy czym aukcje dodatkowe dla wszystkich okresów dostaw odbywają się w tym samym czasie.
1. 
Aukcja mocy jest aukcją składającą się z wielu rund z malejącą ceną. Aukcję rozpoczyna się od ceny maksymalnej, którą obniża się w każdej kolejnej rundzie.
2. 
W danej rundzie aukcji mocy dostawca mocy oferuje w odniesieniu do jednostki rynku mocy obowiązek mocowy określony w certyfikacie po cenie równej:
1)
cenie określonej w ofercie wyjścia, jeżeli dostawca mocy złożył ofertę wyjścia w danej lub we wcześniejszej rundzie albo
2)
cenie wywoławczej kolejnej rundy, jeżeli dostawca mocy nie złożył oferty wyjścia i dana runda nie jest ostatnią rundą aukcji mocy, albo
3)
cenie minimalnej, o której mowa w art. 31 pkt 5, jeżeli dostawca mocy nie złożył oferty wyjścia i dana runda jest ostatnią rundą aukcji mocy.
3. 
W aukcji mocy dostawca mocy może złożyć tylko jedną ofertę wyjścia w odniesieniu do jednostki rynku mocy.
4. 
W odniesieniu do jednostek rynku mocy składających się z:
1)
jednostek fizycznych zagranicznych - przyjmuje się, że oferta wyjścia została złożona po cenie równej cenie określonej w ofercie przyjętej w aukcji wstępnej, w oparciu o którą jednostka rynku mocy została certyfikowana;
2)
jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego - przyjmuje się, że oferta wyjścia składana jest zgodnie z zasadami określonymi w umowie, o której mowa w art. 6 ust. 3.
5. 
Dostawca mocy, w odniesieniu do jednostki rynku mocy posiadającej status:
1)
cenobiorcy, może w aukcji mocy składać oferty wyjścia z ceną mniejszą lub równą cenie maksymalnej określonej dla cenobiorców;
2)
cenotwórcy, może w aukcji mocy składać oferty wyjścia z ceną nie wyższą niż cena maksymalna aukcji mocy.
6. 
Cena określona w ofercie wyjścia złożonej w danej rundzie:
1)
nie może być wyższa od ceny wywoławczej danej rundy, lecz musi być wyższa od ceny wywoławczej kolejnej rundy;
2)
nie może być wyższa od ceny maksymalnej określonej dla cenobiorcy, o której mowa w art. 32 ust. 1 pkt 2, jeżeli oferta dotyczy jednostki rynku mocy o statusie cenobiorcy;
3)
musi być wyższa od ceny minimalnej, o której mowa w art. 31 pkt 5, jeżeli dana runda jest ostatnią rundą aukcji.
7. 
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.
8. 
Przed rozpoczęciem każdej rundy operator podaje uczestnikom aukcji oraz do publicznej wiadomości informacje obejmujące co najmniej:
1)
cenę wywoławczą tej i kolejnej rundy;
2)
przybliżoną łączną wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy po cenie nie wyższej niż cena wywoławcza tej rundy.
9. 
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.
10. 
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.

Popyt w aukcji mocy wyznacza się na podstawie:

1)
zapotrzebowania na moc wyznaczonego zgodnie z art. 33;
2)
ceny wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej, odzwierciedlającej alternatywny koszt pozyskania mocy przez operatora przez budowę jednostki wytwórczej o najniższych operacyjnych i kapitałowych kosztach stałych, z uwzględnieniem potencjalnej marży na sprzedaży energii elektrycznej i świadczeniu usług systemowych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 8 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;
3)
współczynnika zwiększającego cenę, o której mowa w pkt 2, służącego do wyznaczenia ceny maksymalnej obowiązującej w aukcji;
4)
parametru wyznaczającego wielkość mocy poniżej zapotrzebowania, o którym mowa w pkt 1, dla której cena osiąga wartość maksymalną, o której mowa w pkt 3;
5)
parametru wyznaczającego wielkość mocy ponad zapotrzebowanie, o którym mowa w pkt 1, dla której cena osiąga wartość minimalną równą 0,01 zł/kW/miesiąc.
1. 
Parametrami aukcji głównej są:
1)
wielkości wyznaczające popyt w aukcji, o których mowa w art. 31;
2)
cena maksymalna określona dla cenobiorcy, wyznaczona na podstawie kapitałowych i operacyjnych kosztów stałych;
3)
maksymalna liczba rund aukcji;
4)
jednostkowe poziomy nakładów inwestycyjnych odniesione do mocy osiągalnej netto, warunkujące kwalifikację jednostki rynku mocy jako:
a)
nowej jednostki rynku mocy wytwórczej - uprawnionej do oferowania obowiązków mocowych na nie więcej niż 15 okresów dostaw w aukcji głównej,
b)
nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej albo jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania - uprawnionej do oferowania obowiązków mocowych na nie więcej niż 5 okresów dostaw w aukcji głównej;
5)
minimalne wielkości obowiązków mocowych planowanych do pozyskania w wyniku aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw, którego dotyczy aukcja główna;
6)
korekcyjne współczynniki dyspozycyjności dla poszczególnych grup technologii;
7)
maksymalne wolumeny obowiązków mocowych dla stref, o których mowa w art. 6 ust. 6.
2. 
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:
1)
modernizowanej jednostki rynku mocy - nakładów finansowych na budowę nowych układów technologicznych lub w zakresie działań na istniejących układach technologicznych na potrzeby technologiczne tej jednostki;
2)
nowej jednostki rynku mocy - nakładów finansowych na jednostkę fizyczną wytwórczą tworzącą jednostkę rynku mocy;
3)
jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania - nakładów finansowych na dostosowanie urządzeń odbiorcy do możliwości świadczenia usług redukcji zapotrzebowania, na budowę magazynu energii lub wewnętrznego źródła wytwarzania energii elektrycznej, które będą stanowiły część urządzeń odbiorcy końcowego energii elektrycznej.
3. 
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.

Zapotrzebowanie na moc w aukcji mocy wyznacza się na podstawie:

1)
prognozowanego zapotrzebowania na moc w systemie w danym okresie dostaw;
2)
wymaganego poziomu rezerw mocy ponad zapotrzebowanie w danym okresie dostaw, wyznaczonego na podstawie przyjętego standardu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, określonego w przepisach wydanych na podstawie art. 68, rozumianego jako dopuszczalny oczekiwany czas braku dostaw mocy elektrycznej do odbiorców końcowych, wyrażony w godzinach na rok;
3)
wielkości mocy:
a)
zapewnianej przez jednostki fizyczne niewchodzące w skład jednostek rynku mocy,
b)
wynikającej z obowiązujących umów mocowych, których przedmiotem są obowiązki mocowe na ten sam okres dostaw,
c)
w przypadku aukcji głównej - planowanej do pozyskania w wyniku aukcji dodatkowych,
d)
połączeń międzysystemowych z uwzględnieniem możliwości ich wykorzystania na potrzeby pokrycia zapotrzebowania na moc w systemie oraz wyników aukcji wstępnych.
1. 
W terminie 60 dni od dnia otrzymania, zgodnie z art. 14 ust. 2, proponowanych wartości parametrów, o których mowa w art. 31 pkt 1, 2, 4 i 5 i art. 32 ust. 1 pkt 2-7 oraz ust. 3, Prezes URE przekazuje ministrowi właściwemu do spraw energii propozycję parametru, o którym mowa w art. 31 pkt 1, w odniesieniu do najbliższej aukcji głównej oraz najbliższych aukcji dodatkowych.
2. 
Prezes URE, przygotowując propozycję, o której mowa w ust. 1, może przyjąć propozycje przekazane przez operatora zgodnie z art. 14 ust. 2 lub zaproponować inne wielkości.
1. 
Minister 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.
2. 
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 później niż 18 tygodni przed rozpoczęciem każdej aukcji głównej.
1. 
W przypadku wystąpienia awarii dedykowanego systemu teleinformatycznego, za pomocą którego aukcja jest lub ma zostać przeprowadzona:
1)
Prezes URE może, na wniosek operatora, wstrzymać rozpoczęcie aukcji mocy, w drodze postanowienia;
2)
operator może wstrzymać, nie dłużej niż na 24 godziny, rozpoczęcie aukcji mocy lub zawiesić rozpoczętą aukcję mocy, niezwłocznie powiadamiając Prezesa URE oraz ministra właściwego do spraw energii wraz z podaniem przyczyn jej wstrzymania lub zawieszenia.
2. 
Prezes URE niezwłocznie po ustaniu przyczyn wstrzymania aukcji mocy ogłasza, w drodze postanowienia, nowy termin rozpoczęcia wstrzymanej aukcji mocy.
3. 
Operator wznawia zawieszoną aukcję mocy niezwłocznie po ustaniu przyczyn jej zawieszenia.
4. 
Na postanowienie, o którym mowa w ust. 1 pkt 1 i ust. 2, nie przysługuje zażalenie.
1. 
Aukcja mocy kończy się, gdy zakończyła się:
1)
runda, w której łączna wielkość obowiązków mocowych, dla których nie zostały złożone oferty wyjścia, z uwzględnieniem złożonych oświadczeń o rezygnacji z modernizacji, jest nie większa niż popyt na moc lub
2)
ostatnia runda.
2. 
Operator wskazuje jednostki rynku mocy, w odniesieniu do których w wyniku aukcji mocy zostaną zawarte umowy mocowe, uwzględniając:
1)
wyznaczony popyt na moc;
2)
złożone oferty wyjścia oraz oświadczenia o rezygnacji z modernizacji;
3)
niepodzielność obowiązków mocowych oferowanych w aukcji.
3. 
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.
4. 
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.
5. 
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.
6. 
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.
7. 
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.

Jednostka fizyczna wchodząca w skład jednostki rynku mocy, która mimo udziału w aukcji głównej i aukcjach dodatkowych na ten sam rok dostaw nie została objęta obowiązkiem mocowym, może zostać wycofana z eksploatacji po upływie roku od dokonania zgłoszenia wycofania z eksploatacji tej jednostki, na zasadach uzgodnionych z operatorem systemu elektroenergetycznego, do którego sieci jednostka ta jest przyłączona.

1. 
Operator, w terminie 3 dni roboczych od zakończenia aukcji mocy, zamieszcza w rejestrze oraz podaje do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji zawierające:
1)
wykaz jednostek rynku mocy, w odniesieniu do których zawarto umowy mocowe, wraz ze wskazaniem dostawców mocy;
2)
informacje o wielkości obowiązków mocowych wynikających z zawartych umów mocowych oraz okresów obowiązywania tych umów;
3)
cenę zamknięcia aukcji mocy.
2. 
Operator przekazuje informację o przebiegu aukcji mocy ministrowi właściwemu do spraw energii oraz Prezesowi URE, w terminie 7 dni kalendarzowych od dnia zakończenia aukcji mocy.
1. 
W 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:
1)
jeżeli miało to istotny wpływ na wynik aukcji - Prezes URE, w drodze decyzji, unieważnia aukcję mocy,
2)
minister właściwy do spraw energii lub Prezes URE może, w drodze decyzji, unieważnić aukcję mocy

- w terminie 14 dni od dnia zakończenia aukcji mocy.

2. 
W przypadku gdy wykonanie umów mocowych zawartych w wyniku aukcji będzie stanowiło zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw energii, minister właściwy do spraw energii, w terminie 21 dni od dnia zakończenia aukcji mocy może, w drodze decyzji, unieważnić aukcję mocy.
3. 
Prezes URE ogłasza ostateczne wyniki aukcji mocy w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie podmiotowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy.
4. 
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.
1. 
Minister właściwy do spraw energii, corocznie, opracowuje sprawozdanie z funkcjonowania rynku mocy w roku poprzednim, zawierające w szczególności informacje o przebiegu certyfikacji ogólnej i certyfikacji do aukcji mocy, wynikach aukcji mocy, wykonaniu obowiązków mocowych oraz aktualną i przewidywaną sytuację w zakresie mocy wytwórczych.
2. 
Minister właściwy do spraw energii przedstawia, do dnia 30 kwietnia, sprawozdanie, o którym mowa w ust. 1, Prezesowi Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów.
3. 
Prezes Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów przekazuje Komisji Europejskiej, corocznie do dnia 31 maja, sprawozdanie, o którym mowa w ust. 1.
1. 
Prezes URE oblicza i ogłasza w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie podmiotowej:
1)
wartość niedostarczonej energii elektrycznej;
2)
koszt nowej jednostki.
2. 
Wielkości, o których mowa w ust. 1, są obliczane raz na 5 lat w oparciu o metodę, o której mowa odpowiednio w art. 23 ust. 6 lit. a lub b rozporządzenia 2019/943.
3. 
Wielkości, o których mowa w ust. 1, mogą być obliczane częściej niż w terminie określonym w ust. 2, jeżeli Prezes URE stwierdzi znaczącą zmianę tych wielkości. W takim przypadku Prezes URE ogłasza wielkości, o których mowa w ust. 1, wraz z uzasadnieniem zmiany.

Prezes URE, w terminie 14 dni od dnia ogłoszenia wielkości, o których mowa w art. 40a ust. 1 pkt 1 lub 2, informuje ministra właściwego do spraw energii o ich ogłoszeniu. W przypadku, o którym mowa w art. 40a ust. 1 pkt 2, Prezes URE przedstawia również dane wykorzystywane do obliczenia kosztu nowej jednostki.

Umowa mocowa

Przez umowę mocową:

1)
dostawca mocy zobowiązuje się do wykonywania, przez oznaczony czas, obowiązku mocowego przez określoną jednostkę rynku mocy;
2)
operator zobowiązuje się do:
a)
weryfikacji wykonywania obowiązku mocowego,
b)
przekazywania informacji niezbędnych do wystawienia przez dostawcę mocy dokumentów księgowych stanowiących podstawę do wypłacenia wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego,
c)
ustalania wysokości kar należnych od dostawcy mocy za niewykonanie obowiązku mocowego;
3)
zarządca rozliczeń rynku mocy, o którym mowa w art. 61 ust. 2, zobowiązuje się do zapłaty wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego.
1. 
Umowa mocowa zawiera co najmniej:
1)
oznaczenie jednostki rynku mocy, przez którą dostawca mocy wykonuje obowiązek mocowy;
2)
okres trwania obowiązku mocowego;
3)
sposób wykonywania obowiązku mocowego i wynagrodzenie za jego wykonanie, w tym cenę;
4)
postanowienia dotyczące:
a)
uiszczania kar, o których mowa w art. 59,
b)
zatrzymywania zabezpieczeń, o których mowa w art. 50,
c)
monitorowania postępów inwestycyjnych jednostek rynku mocy:
w skład których wchodzi jednostka fizyczna wytwórcza planowana, w odniesieniu do których zawarto umowę mocowa,
w odniesieniu do których zawarto umowę mocowa na więcej niż 1 okres dostaw,
d)
wykonania testu zdolności redukcji zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1, jeżeli umowa dotyczy niepotwierdzonej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania;
5)
warunki jej rozwiązania;
6)
odpowiedzialność stron za niewykonanie lub nienależyte wykonanie umowy.
2. 
Wzór umowy mocowej stanowi załącznik do regulaminu rynku mocy, o którym mowa w art. 83.

W przypadku jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego, umowa, o której mowa w art. 6 ust. 3, z chwilą powstania obowiązku mocowego tej jednostki w wyniku aukcji mocy, staje się umową mocową, o której mowa w art. 41.

1. 
Umowa mocowa zostaje zawarta z chwilą ogłoszenia wstępnych wyników aukcji, o których mowa w art. 38 ust. 1, pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji.
2. 
Umowa mocowa może zostać także zawarta w wyniku transakcji na rynku wtórnym, z chwilą wpisania tej transakcji do rejestru.
2a. 
Zarządca rozliczeń rynku mocy, o którym mowa w art. 61 ust. 2, staje się stroną umowy mocowej z mocy prawa, z chwilą jej zawarcia.
3. 
Umowę mocową zawiera się na czas oznaczony.
4. 
Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego staje się należne z dniem rozpoczęcia okresu dostaw.
5. 
Jeżeli umowa mocowa dotyczy nowej albo modernizowanej jednostki rynku mocy albo jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, o której mowa w art. 20 ust. 4, wynagrodzenie staje się należne pod warunkiem wykazania przez dostawcę mocy spełnienia wymagań, o których mowa w art. 52.

W 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 2021 r. poz. 743), w odniesieniu do danej jednostki rynku mocy przyjmuje się, że jej obowiązek mocowy wynosi zero.

Umowę mocową zawiera się w formie elektronicznej pod rygorem nieważności.

1. 
Umowa mocowa ulega rozwiązaniu, jeżeli dotyczyła:
1)
nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, a dostawca mocy nie spełnił wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 1;
2)
nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, a dostawca mocy nie spełnił wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2, przed zakończeniem trzeciego roku dostaw albo przed zakończeniem trwania umowy mocowej, jeżeli została zawarta na mniej niż trzy lata dostaw;
3)
niepotwierdzonej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, a dostawca mocy nie uzyskał potwierdzenia testu zdolności redukcji zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1, przed rozpoczęciem okresu dostaw.
2. 
W przypadku gdy umowa mocowa dotyczy modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, a dostawca mocy nie spełnił obowiązku, o którym mowa w art. 52 ust. 1 lub 2, czas trwania umowy mocowej ulega skróceniu do jednego roku, a dostawca mocy nie może otrzymać dla tej jednostki certyfikatu jako modernizowanej jednostki rynku mocy w dwóch kolejnych certyfikacjach do aukcji głównej następujących po roku, w którym nastąpiło skrócenie czasu trwania umowy mocowej.
3. 
W przypadku gdy umowa mocowa dotyczy jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, o której mowa w art. 20 ust. 4, a dostawca mocy nie spełnił obowiązku, o którym mowa w art. 52 ust. 2 pkt 2 lub 3, czas trwania umowy mocowej ulega skróceniu do jednego roku, a operator zatrzymuje zabezpieczenie finansowe, o którym mowa w art. 50 ust. 1, jako karę za niewykonanie umowy mocowej.
4. 
W przypadku gdy umowa mocowa dotyczy modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, która na podstawie art. 25 ust. 5, w wyniku aukcji głównej, zawarła umowę mocową na okres dłuższy niż wynikający z przepisów art. 25 ust. 4, a dostawca mocy nie spełnił obowiązku, o którym mowa w art. 52 ust. 2 pkt 3 lit. c, przed rozpoczęciem okresu dostaw, czas trwania umowy mocowej ulega skróceniu do okresu określonego odpowiednio w art. 25 ust. 4.
5. 
W przypadku gdy umowa mocowa dotyczy nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, która na podstawie art. 25 ust. 5, w wyniku aukcji głównej, zawarła umowę mocową na okres dłuższy niż wynikający z przepisów art. 25 ust. 4, a dostawca mocy nie spełnił obowiązku, o którym mowa w art. 52 ust. 2 pkt 3 lit. c, przed zakończeniem trzeciego roku dostaw, czas trwania umowy mocowej ulega skróceniu do okresu określonego odpowiednio w art. 25 ust. 4.
1. 
Jeżeli umowa mocowa uległa rozwiązaniu w przypadku, o którym mowa w art. 46 ust. 1:
1)
operator zatrzymuje lub realizuje zabezpieczenie finansowe, o którym mowa w art. 50 ust. 1, jako karę za niewykonanie umowy mocowej;
2)
dostawca mocy, który został zwolniony z obowiązku ustanowienia zabezpieczenia finansowego, o którym mowa w art. 50 ust. 1, uiszcza karę w wysokości równej kwocie zabezpieczenia, które byłby obowiązany ustanowić gdyby nie został zwolniony z tego obowiązku.
2. 
W przypadku gdy umowa mocowa dotyczy nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, za każdy miesiąc roku dostaw, który rozpoczął się przed spełnieniem przez dostawcę mocy wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2, dostawca mocy płaci karę w wysokości:
1)
5% miesięcznej wartości obowiązku mocowego objętego umową mocową - w pierwszym roku dostaw,
2)
15% miesięcznej wartości obowiązku mocowego objętego umową mocową - w drugim roku dostaw,
3)
25% miesięcznej wartości obowiązku mocowego objętego umową mocową - w trzecim roku dostaw

- obliczonej na podstawie najwyższej ceny zamknięcia aukcji mocy odnoszącej się do danego roku dostaw.

3. 
W przypadku, o którym mowa w ust. 2, w odniesieniu do danej jednostki rynku mocy do dnia przedstawienia informacji, o których mowa w art. 52 ust. 2, przepisów art. 59 nie stosuje się.
4. 
W przypadku rozwiązania umowy mocowej dotyczącej nowej jednostki rynku mocy wytwórczej przed spełnieniem wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2, przepisy ust. 1 pkt 1 i 2 stosuje się odpowiednio. W przypadku, o którym mowa w zdaniu pierwszym, dostawca mocy płaci karę odpowiadającą sumie kar, o których mowa w ust. 2, które nie stały się należne do dnia rozwiązania umowy mocowej, a które zostałyby naliczone do końca trzeciego roku dostaw albo do końca okresu, na jaki została zawarta umowa mocowa, jeżeli została ona zawarta na mniej niż trzy lata dostaw.
1. 
W 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 mocowa, dostawca mocy może wystąpić do operatora z wnioskiem o dokonanie zmiany tej mocy.
2. 
Wniosek, o którym mowa w ust. 1, zawiera uzasadnienie zmiany i może zostać złożony przez dostawcę mocy jednokrotnie, nie później niż z chwilą przedstawienia informacji, o których mowa w art. 52 ust. 2.
3. 
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 mocowa oraz zatrzymaniem przez operatora odpowiedniej części zabezpieczenia finansowego, o którym mowa w art. 50 ust. 1.
4. 
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.
5. 
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.
1. 
W 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 ojej wypowiedzeniu.
2. 
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.
3. 
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:
1)
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 później niż 12 miesięcy przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw umowy wypowiadanej, oraz
2)
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.
4. 
Wielkość obowiązku mocowego objętego umową mocowa, o której mowa w ust. 3:
1)
pkt 1 - nie może być mniejsza niż 80% obowiązku mocowego objętego umową wypowiadaną;
2)
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.
5. 
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.
6. 
Umowa mocowa, o której mowa w ust. 3 pkt 1 i 2:
1)
dotyczy nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, która w okresie dostaw będzie spełniała limit emisji, oraz
2)
obejmuje co najmniej taką samą liczbę okresów dostaw co umowa wypowiadana, oraz
3)
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 2021 r. poz. 275), do której należy ten dostawca mocy, z uwzględnieniem ust. 7.
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.
8. 
W przypadku rozwiązania umowy mocowej, zgodnie z ust. 3, operator:
1)
zwalnia zabezpieczenie finansowe, o którym mowa w art. 50 ust. 1;
2)
umarza kary, o których mowa w art. 47 ust. 2, jeżeli stały się należne w odniesieniu do tej umowy.
9. 
W odniesieniu do umów mocowych, o których mowa w ust. 3, przepisów art. 47a nie stosuje się.
10. 
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.

Rynek wtórny

1. 
Dostawca mocy, w ramach transakcji na rynku wtórnym, może po zakończeniu:
1)
aukcji dodatkowych - przenosić na inną jednostkę rynku mocy obowiązek mocowy w części lub w całości, w odniesieniu do całości okresu dostaw lub jego części, z zastrzeżeniem, że przedmiotem obrotu może być wyłącznie przyszła część okresu dostaw (obrót wtórny obowiązkiem mocowym);
2) 5
 okresu przywołania na rynku mocy - rozliczać w całości lub w części niewykonanie obowiązku mocowego dostarczeniem mocy przez inną jednostkę rynku mocy ponad wielkość wymaganą w tym okresie przywołania na rynku mocy w odniesieniu do tej jednostki zgodnie z art. 57 ust. 1 pkt 2 (realokacja wielkości wykonanego obowiązku mocowego).
2. 
Transakcje, o których mowa w ust. 1:
1)
dotyczą:
a)
jednostek rynku mocy certyfikowanych na ten sam rok dostaw, przy czym jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania musi posiadać status jednostki potwierdzonej,
b)
jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych zlokalizowanych w systemie albo jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych zlokalizowanych w tej samej strefie, o której mowa w art. 6 ust. 6, z tym że obowiązek mocowy jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych zagranicznych może być przeniesiony także na jednostkę rynku mocy składającą się z jednostek fizycznych zlokalizowanych w systemie;
2)
nie mogą dotyczyć:
a)
obowiązku mocowego wykonywanego przez nową jednostkę rynku mocy wytwórczą, jeżeli dostawca mocy nie spełnił wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2,
b)
jednostek rynku mocy, w odniesieniu do których dostawca mocy nie uiścił kary, o której mowa w art. 59,
c)
jednostek rynku mocy redukcji zapotrzebowania, które nie wykonały testu zdolności redukcji zapotrzebowania,
d) 6
 jednostek rynku mocy, które zakończyły testowy okres przywołania na rynku mocy z wynikiem negatywnym - do dnia otrzymania zgłoszenia, o którym mowa w art. 67 ust. 9,
e)
jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego,
f)
w zakresie obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym - jednostek rynku mocy, dla których we wniosku o certyfikację nie złożono oświadczenia o planowanym spełnieniu limitu emisji, z uwzględnieniem art. 49a,
g)
w zakresie obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym - jednostek rynku mocy objętych okresem rezygnacji, o którym mowa w art. 24a ust. 3 ustawy z dnia 30 kwietnia 2004 r. o postępowaniu w sprawach dotyczących pomocy publicznej;
3)
muszą zostać zgłoszone do rejestru w przypadku transakcji, o których mowa w:
a)
ust. 1 pkt 1 - najpóźniej 24 godziny przed rozpoczęciem okresu, którego dotyczą,
b) 7
 ust. 1 pkt 2 - po udostępnieniu przez operatora danych pomiarowo-rozliczeniowych dotyczących danego okresu przywołania na rynku mocy, ale nie później niż w 5. dniu roboczym po ich udostępnieniu;
4)
muszą spełniać inne wymagania określone w przepisach wydanych na podstawie art. 68.
1. 
Transakcja, o której mowa w art. 48 ust. 1, jest skuteczna, pod warunkiem że została zgłoszona do rejestru i operator nie wyraził sprzeciwu wobec transakcji oraz dokonał wpisu tej transakcji do rejestru.
2. 
Operator może wyrazić sprzeciw wobec transakcji, o której mowa w art. 48 ust. 1, w terminie 3 dni roboczych od otrzymania zgłoszenia, jeżeli transakcja ta byłaby niezgodna z art. 48 ust. 2.
3. 
Transakcja, o której mowa w art. 48 ust. 1 pkt 1, wpisana do rejestru po rozpoczęciu okresu, którego dotyczy -jest skuteczna w odniesieniu do tego okresu.

Przepisu art. 48 ust. 2 pkt 2 lit. f nie stosuje się w odniesieniu do:

1)
obowiązku mocowego, który powstał nie później 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;
2)
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.

 W przypadku jednostki rynku mocy, która rozliczyła w danym okresie przywołania na rynku mocy niewykonanie obowiązku mocowego poprzez realokację wielkości wykonania obowiązku mocowego przez inną jednostkę rynku mocy, ewentualna nadwyżka wykonania skorygowanego obowiązku mocowego powstała w wyniku realokacji nie stanowi podstawy do wypłaty premii, o której mowa w art. 66 ust. 1.

Do 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 2021 r. poz. 1129 i 1598) nie stosuje się.

Zabezpieczenia

1. 
W przypadku udziału w aukcji wstępnej lub wydania certyfikatu warunkowego, o którym mowa w art. 26 ust. 1, odpowiednio uczestnik aukcji wstępnej lub dostawca mocy jest obowiązany do ustanowienia na rzecz operatora zabezpieczenia finansowego.
2. 
Dostawcę mocy zwalnia się z obowiązku ustanowienia zabezpieczenia finansowego, w przypadku gdy posiada ocenę inwestycyjną (rating), dokonaną przez wyspecjalizowaną instytucję, na minimalnym poziomie określonym w przepisach wydanych na podstawie art. 51.
3. 
Po zakończeniu aukcji wstępnej operator zwraca uczestnikowi aukcji wstępnej zabezpieczenia finansowe:
1)
wniesione w odniesieniu do ofert, które nie zostały przyjęte;
2)
w zakresie nadwyżki między maksymalną wielkością mocy w ofertach danego uczestnika aukcji wstępnej, wynikającą z wniesionego zabezpieczenia, a wielkością mocy w złożonych przez niego ofertach.
4. 
Po wydaniu certyfikatu dla jednostki rynku mocy składającej się z jednej lub większej liczby jednostek fizycznych zagranicznych operator zwalnia zabezpieczenie finansowe wniesione przed aukcją wstępną w wysokości równej iloczynowi stawki zabezpieczenia oraz wielkości obowiązków mocowych, które dostawca mocy oferuje w danej aukcji mocy w odniesieniu do tej jednostki rynku mocy. Pozostałą część zabezpieczenia finansowego operator zatrzymuje.
1. 
Minister właściwy do spraw energii określi, w drodze rozporządzenia, szczegółowe warunki i sposób wnoszenia zabezpieczenia finansowego, mając na względzie konieczność zapewnienia właściwego wykonania obowiązku mocowego przez dostawców mocy oraz proporcjonalność ustanawianego zabezpieczenia.
2. 
Rozporządzenie, o którym mowa w ust. 1, określa:
1)
wysokość zabezpieczenia finansowego odniesioną do wielkości obowiązku mocowego wnoszonego przez dostawcę mocy oraz wysokość zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez uczestnika aukcji wstępnej;
2)
formy, w jakich zabezpieczenie finansowe może być złożone;
3)
termin ustanowienia i zwrotu zabezpieczenia finansowego dostawcom mocy oraz uczestnikom aukcji wstępnych;
4)
minimalny poziom ratingu, stanowiący podstawę zwolnienia z obowiązku ustanowienia zabezpieczenia finansowego oraz instytucje uprawnione do jego dokonania.
1. 
Dostawca 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:
1)
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;
2)
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.
2. 
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 mocową, przedstawia operatorowi:
1)
w przypadku nowej lub modernizowanej jednostki rynku mocy - dokumenty potwierdzające możliwość dostarczenia mocy przez tę jednostkę, w wielkości nie mniejszej niż 95% obowiązku mocowego tej jednostki, przez ciągłą pracę przez okres co najmniej godziny;
2)
dokumenty potwierdzające zrealizowanie zakresu rzeczowego inwestycji odpowiadającego nakładom finansowym, o których mowa w pkt 3 lit. a;
2a)
w przypadku nowej jednostki rynku mocy wytwórczej - wykaz punktów pomiarowych przyporządkowanych jednostce fizycznej tworzącej daną jednostkę rynku mocy;
3)
niezależną ekspertyzę potwierdzającą:
a)
poniesienie nakładów finansowych na daną jednostkę rynku mocy w wysokości nie mniejszej 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,
b)
spełnienie wymagań emisyjnych, o których mowa odpowiednio w art. 19 ust. 2 pkt 2 lit. b, ust. 3 pkt 4 lit. b, lub parametrów technicznych, o których mowa w art. 20 ust. 4 pkt 2 lit. b, oraz
ba)
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,
c)
spełnienie parametru, o którym mowa odpowiednio w art. 25 ust. 5 pkt 1 albo 2 - w przypadku jednostki rynku mocy wytwórczej, która na podstawie art. 25 ust. 5, w wyniku aukcji głównej zawarła umowę mocową na okres dłuższy niż wynikający z art. 25 ust. 4;
4)
wielkość pomocy publicznej, o której mowa w art. 62 ust. 1, udzielonej do dnia przedstawienia tej informacji.
3. 
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.
4. 
Operator potwierdza spełnienie przez dostawcę mocy wymagań, o których mowa w ust. 1 i 2, przez wpis do rejestru.
1. 
W przypadku niepotwierdzonej jednostki rynku mocy:
1)
objętej umową mocową - nie później niż na miesiąc przed rozpoczęciem okresu dostaw określonego w umowie mocowej,
2)
nieobjętej umową mocową - nie później 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.

2. 
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.
3. 
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.
4. 
Jeżeli w wyniku testu dostawca mocy dostarczył moc w wysokości:
1)
nie mniejszej niż 80% iloczynu mocy osiągalnej i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności wskazanych w certyfikacie, uznaje się to za pozytywny wynik testu, a operator wydaje potwierdzenie zdolności redukcji zapotrzebowania;
2)
mniejszej niż 80% iloczynu mocy osiągalnej i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności wskazanych w certyfikacie, uznaje się to za negatywny wynik testu.
5. 
Dostawca mocy, na podstawie wniosku złożonego nie później 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 mniejszej 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.

Jednostka redukcji zapotrzebowania planowana wchodząca w skład jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania nie może zostać zastąpiona jedną lub większą liczbą jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, jeżeli spowoduje to, że jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania, w skład której wchodzą te jednostki, w okresie dostaw, nie będzie spełniała limitu emisji.

Operator zwraca dostawcy mocy zabezpieczenie finansowe po:

1)
wydaniu potwierdzenia:
a)
spełnienia wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2,
b)
o którym mowa w art. 53 ust. 4 pkt 1, albo w przypadku zawarcia umowy mocowej na więcej niż 1 rok dostaw - tego potwierdzenia i potwierdzenia spełnienia wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2,
c)
o którym mowa w art. 53 ust. 5, albo w przypadku zawarcia umowy mocowej na więcej niż 1 rok dostaw - tego potwierdzenia i potwierdzenia spełnienia wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2, z uwzględnieniem, że w obu tych przypadkach operator zwraca zabezpieczenie finansowe pomniejszone proporcjonalnie o wartość wynikającą z wyniku testu;
2)
stwierdzeniu wygaśnięcia certyfikatu, na wniosek dostawcy mocy, zgodnie z art. 24 ust. 2 pkt 3;
3)
wygaśnięciu certyfikatu zgodnie z art. 24 ust. 2 pkt 1.

Rejestr rynku mocy

1. 
Rejestr prowadzi operator.
2. 
Rejestr jest elektroniczną platformą prowadzenia rynku mocy, gromadzenia, przetwarzania i wymiany danych handlowych, rozliczeniowych i technicznych na tym rynku oraz składania określonych w ustawie oświadczeń uczestników rynku mocy, w tym zawierania transakcji na rynku wtórnym.
3. 
Rejestr zawiera w szczególności informacje dotyczące:
1)
terminów, warunków oraz wyników certyfikacji, w tym pozyskanych danych;
2)
jednostek fizycznych oraz jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych uzyskane w certyfikacji ogólnej;
3)
jednostek rynku mocy i przyznanych im certyfikatów;
4)
dostawców mocy biorących udział w rynku mocy wraz z jednostkami rynku mocy, którymi dysponują;
5)
wyników aukcji wstępnych, w tym wybranych ofert;
6)
terminów aukcji mocy;
7)
wstępnych i ostatecznych wyników aukcji mocy;
8)
oświadczeń składanych przez uczestników aukcji mocy w toku aukcji wraz ze wskazaniem czasu ich złożenia;
9) 9
 ogłoszonych okresów przywołania na rynku mocy;
10)
obowiązujących umów mocowych;
11)
wykonania obowiązków mocowych;
12)
wynagrodzenia za wykonanie obowiązku mocowego, kar za niewykonanie tego obowiązku oraz premii za wykonanie obowiązku mocowego ponad wymagany poziom;
13)
treści oświadczeń uczestników rynku mocy innych niż określone w pkt 8;
14)
transakcji na rynku wtórnym.
4. 
Wpis do rejestru dotyczący certyfikacji ogólnej odnoszący się do:
1)
jednostki fizycznej wytwórczej planowanej - zachowuje ważność do zakończenia certyfikacji do aukcji głównej wskazanej zgodnie z art. 12 ust. 2 pkt 7;
2)
jednostki fizycznej innej niż określona w pkt 1 - zachowuje ważność do rozpoczęcia certyfikacji ogólnej w kolejnym roku.
5. 
Operator zapewnia wgląd do rejestru ministrowi właściwemu do spraw energii i Prezesowi URE, z zachowaniem przepisów o ochronie informacji niejawnych lub innych informacji prawnie chronionych.
6. 
Rejestr jest jawny dla uczestników rynku mocy, z zachowaniem przepisów o ochronie informacji niejawnych lub innych informacji prawnie chronionych.
7. 
Operator administruje i przetwarza dane zawarte w rejestrze w trybie i na zasadach określonych w przepisach ustawy z dnia 29 sierpnia 1997 r. o ochronie danych osobowych (Dz. U. z 2016 r. poz. 922 oraz z 2018 r. poz. 138 i 723) 10 .
1. 
Operator prowadzi rejestr, dbając o bezpieczeństwo, aktualność i trwałość danych w nim zapisanych.
2. 
Domniemywa się, że dane zapisane w rejestrze są zgodne ze stanem faktycznym.
3. 
Oświadczenia składane w rejestrze zostają złożone z chwilą wpisu do tego rejestru.
4. 
Wnioski, informacje i oświadczenia składane w rejestrze opatruje się kwalifikowanym podpisem elektronicznym.
4 Art. 6 ust. 4 pkt 3 zmieniony przez art. 33 ustawy z dnia 27 października 2022 r. (Dz.U.2022.2243) zmieniającej nin. ustawę z dniem 4 listopada 2022 r.
5 Art. 48 ust. 1 pkt 2 zmieniony przez art. 33 ustawy z dnia 27 października 2022 r. (Dz.U.2022.2243) zmieniającej nin. ustawę z dniem 4 listopada 2022 r.
6 Art. 48 ust. 2 pkt 2 lit. d zmieniona przez art. 33 ustawy z dnia 27 października 2022 r. (Dz.U.2022.2243) zmieniającej nin. ustawę z dniem 4 listopada 2022 r.
7 Art. 48 ust. 2 pkt 3 lit. b zmieniona przez art. 33 ustawy z dnia 27 października 2022 r. (Dz.U.2022.2243) zmieniającej nin. ustawę z dniem 4 listopada 2022 r.
8 Art. 49b zmieniony przez art. 33 ustawy z dnia 27 października 2022 r. (Dz.U.2022.2243) zmieniającej nin. ustawę z dniem 4 listopada 2022 r.
9 Art. 55 ust. 3 pkt 9 zmieniony przez art. 33 ustawy z dnia 27 października 2022 r. (Dz.U.2022.2243) zmieniającej nin. ustawę z dniem 4 listopada 2022 r.
10 Ustawa utraciła moc z dniem 25 maja 2018 r. z wyjątkiem art. 1, art. 2, art. 3 ust. 1, art. 4-7, art. 14-22, art. 23-28, art. 31 oraz rozdziałów 4, 5 i 7, które zachowały moc w odniesieniu do przetwarzania danych osobowych w celu rozpoznawania, zapobiegania, wykrywania i zwalczania czynów zabronionych, prowadzenia postępowań w sprawach dotyczących tych czynów oraz wykonywania orzeczeń w nich wydanych, kar porządkowych i środków przymusu w zakresie określonym w przepisach stanowiących podstawę działania służb i organów uprawnionych do realizacji zadań w tym zakresie, w terminie do dnia wejścia w życie przepisów wdrażających dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/680 z dnia 27 kwietnia 2016 r. w sprawie ochrony osób fizycznych w związku z przetwarzaniem danych osobowych przez właściwe organy do celów zapobiegania przestępczości, prowadzenia postępowań przygotowawczych, wykrywania i ścigania czynów zabronionych i wykonywania kar, w sprawie swobodnego przepływu takich danych oraz uchylającą decyzję ramową Rady 2008/977/WSiSW (Dz. Urz. UE L 119 z 04.05.2016, str. 89), na podstawie art. 175 ustawy z dnia 10 maja 2018 r. o ochronie danych osobowych (Dz.U.2018.1000), która weszła w życie z dniem 25 maja 2018 r. Przepisy ustawy wymienione w zdaniu pierwszym utraciły moc z dniem 6 lutego 2019 r., na podstawie art. 107 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o ochronie danych osobowych przetwarzanych w związku z zapobieganiem i zwalczaniem przestępczości (Dz.U.2019.125), która weszła w życie z dniem 6 lutego 2019 r.