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

Dziennik Ustaw

Dz.U.2023.819

Akt obowiązujący

Wersja od: 24 października 2023 r.

Rozdział  5

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

§  19. 

1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego, bilansując system elektroenergetyczny, bierze pod uwagę:

1) zrównoważenie zapotrzebowania na energię elektryczną i jej wytwarzania oraz wymagane rezerwy mocy;

2) ograniczenia sieciowe;

3) parametry techniczne i dyspozycyjność zasobów przyłączonych do sieci elektroenergetycznej;

4) zgłoszone programy pracy, złożone oferty zintegrowanego procesu grafikowania i złożone oferty portfolio na moce bilansujące;

5) wymianę energii bilansującej na europejskich platformach wymiany energii bilansującej i proces kompensowania niezbilansowań na europejskiej platformie, o której mowa w art. 22 rozporządzenia 2017/2195, od dnia, w którym operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego rozpoczyna uczestnictwo w procesach operacyjnych prowadzonych na danej platformie.

2. W umowie lub umowach o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej użytkownik systemu w odniesieniu do każdego swojego zasobu przyłączonego do sieci albo podmiot przez niego upoważniony:

1) wskazuje podmiot odpowiedzialny za bilansowanie;

2) może wskazać dostawcę usług bilansujących.

3. W przypadku gdy użytkownikiem systemu, o którym mowa w ust. 2, jest odbiorca końcowy przyłączony do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej:

1) sprzedawca wybrany przez tego odbiorcę, z którym zawarł on umowę sprzedaży energii elektrycznej albo umowę kompleksową dotyczącą zasobu tego odbiorcy, wskazuje podmiot odpowiedzialny za bilansowanie tego zasobu;

2) ten odbiorca albo podmiot przez niego upoważniony mogą wskazać dostawcę usług bilansujących dla zasobu tego odbiorcy.

4. Podmiot odpowiedzialny za bilansowanie w rozumieniu art. 2 pkt 7 rozporządzenia 2017/2195:

1) odpowiada za niezbilansowanie zasobu użytkownika systemu przez jedną jednostkę bilansową utworzoną z zasobów, w odniesieniu do których został wskazany przez tego użytkownika systemu jako podmiot odpowiedzialny za bilansowanie;

2) zgłasza operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego do realizacji umowy sprzedaży energii elektrycznej, które dotyczą zasobów wchodzących w skład jednostki bilansowej;

3) jest stroną rozliczeń z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego z tytułu niezbilansowania;

4) rozlicza się z tytułu niezbilansowania z użytkownikami systemu, którzy wskazali go jako podmiot odpowiedzialny za bilansowanie w odniesieniu do swoich zasobów ujętych w jednostce bilansowej.

5. Dostawca usług bilansujących:

1) korzysta z zasobów użytkowników systemu i rozporządza tymi zasobami, dla których użytkownicy systemu wskazali go jako dostawcę usług bilansujących, w zakresie niezbędnym do świadczenia usług bilansujących przez co najmniej jedną jednostkę grafikową utworzoną z tych zasobów;

2) zgłasza operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego programy pracy, składa oferty zintegrowanego procesu grafikowania i składa oferty portfolio na moce bilansujące;

3) jest stroną rozliczeń z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego z tytułu świadczonych usług bilansu jących, niedostarczonych mocy bilansujących oraz rezerwy operacyjnej;

4) rozlicza się w związku z rozliczeniami, o których mowa w pkt 3, z użytkownikiem systemu, który wskazał go jako dostawcę usług bilansujących w odniesieniu do swoich zasobów ujętych w jednostce grafikowej.

6. Zasób przyłączony do sieci elektroenergetycznej:

1) wchodzi w skład jednej jednostki bilansowej,

2) może wchodzić w skład jednej jednostki grafikowej

- przy czym role podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie i dostawcy usług bilansujących dla tego zasobu mogą pełnić różne podmioty.

7. Jeżeli użytkownik systemu posiada jednostkę wytwórczą centralnie dysponowaną, wskazuje w umowie, o której mowa w § 15 ust. 1, dostawcę usług bilansujących wykonującego obowiązki określone w ust. 5 w odniesieniu do tej jednostki.

8. W warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego określa zasady szczególne, na jakich tworzy się jednostki bilansowe:

1) operatora systemu elektroenergetycznego;

2) wyznaczonego operatora rynku energii elektrycznej (NEMO) w rozumieniu art. 2 pkt 23 rozporządzenia 2015/1222 lub kontrahenta centralnego w rozumieniu art. 2 pkt 42 rozporządzenia 2015/1222, lub podmiotu prowadzącego rynek organizowany, o którym mowa w art. 3 pkt 44 ustawy, na potrzeby obsługi transakcji sprzedaży i zakupu energii elektrycznej zawartych na rynku organizowanym, których wykonanie polega na wymianie energii elektrycznej między podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie;

3) uczestnika wymiany międzysystemowej na potrzeby realizacji wymiany międzysystemowej, w ramach której zakup zdolności przesyłowych następuje odrębnie od obrotu energią elektryczną.

9. W przypadku jednostek bilansowych, o których mowa w ust. 8, podmiot odpowiedzialny za bilansowanie wykonuje zadania wymienione w ust. 4 w sposób i w zakresie odpowiednim dla danego rodzaju jednostki. Sposób i zakres wykonywania tych zadań określają warunki dotyczące bilansowania.

§  20. 

1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego umożliwia tworzenie jednostek grafikowych składających się z:

1) jednostki wytwórczej centralnie dysponowanej,

2) modułu wytwarzania energii innego niż określony w pkt 1,

3) magazynu energii elektrycznej,

4) sterowanego odbioru,

5) grupy zasobów wymienionych w pkt 2-4, w tym grupy zasobów tworzących zamknięty system dystrybucyjny

- pod warunkiem, że łączna moc osiągalna zasobów tworzonej jednostki grafikowej jest równa 200 kW lub wyższa.

2. W przypadku, o którym mowa w ust. 1 pkt 5:

1) łączna moc osiągalna zasobów wchodzących w skład jednostki grafikowej jest równa 50 MW lub niższa, z wyłączeniem przypadku, gdy w skład jednostki grafikowej wchodzą wyłącznie zasoby tworzące pojedynczy zamknięty system dystrybucyjny;

2) jeżeli zasoby wchodzące w skład grupy zasobów są przyłączone lub odwzorowane w różnych węzłach sieci, dostawca usług bilansujących określa w zgłoszonych programach pracy oraz złożonych ofertach zintegrowanego procesu grafikowania, na zasadach określonych w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195, w jakiej części zasoby tworzące jednostkę grafikową będą wykorzystywane do wykonywania zgłoszonych programów pracy oraz świadczenia oferowanych usług bilansujących w podziale na poszczególne węzły sieci:

a) sieci przesyłowej lub sieci o napięciu znamionowym 110 kV, w ramach których te zasoby są przyłączone,

b) łączące sieć o napięciu znamionowym 110 kV z siecią średniego napięcia w podziale na szyny po stronie średniego napięcia, w ramach których te zasoby są przyłączone lub odwzorowane.

3. Jednostka grafikowa podlega poleceniom operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego:

1) w ograniczonym zakresie dysponowania obejmującym zmianę obciążenia w zakresie oferowanej mocy dyspozycyjnej albo

2) w pełnym zakresie dysponowania obejmującym zmianę obciążenia w pełnym zakresie mocy dyspozycyjnej.

4. Jednostka grafikowa utworzona z:

1) jednostki wytwórczej centralnie dysponowanej - podlega pełnemu zakresowi dysponowania;

2) modułu wytwarzania energii innego niż jednostka wytwórcza centralnie dysponowana albo magazynu energii elektrycznej - podlega pełnemu albo ograniczonemu zakresowi dysponowania zgodnie z wnioskiem dostawcy usług bilansujących;

3) zasobu innego niż określony w pkt 1 lub 2 lub z grupy zasobów - podlega ograniczonemu zakresowi dysponowania.

5. Dostawca usług bilansujących, o którym mowa w § 19 ust. 7, jest obowiązany do wystąpienia z wnioskiem o utworzenie jednostki grafikowej złożonej z jednostki wytwórczej centralnie dysponowanej.

6. Warunkiem utworzenia jednostki grafikowej jest pomyślne ukończenie procesu kwalifikacji wstępnej odpowiedniego dla zakresu usług bilansujących, które dostawca usług bilansujących będzie świadczyć przez tę jednostkę grafikową. Proces kwalifikacji wstępnej prowadzi operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego na wniosek właściciela zasobu albo podmiotu umocowanego przez właściciela zasobu do korzystania i rozporządzania zasobem w zakresie niezbędnym do świadczenia usług bilansujących z wykorzystaniem tego zasobu.

7. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego:

1) określa, na wniosek właściciela zasobu przyłączonego do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej, przyporządkowanie tego zasobu do węzła sieci o napięciu znamionowym 110 kV albo węzła łączącego sieć średniego napięcia z siecią o napięciu znamionowym 110 kV, w podziale na szyny po stronie średniego napięcia, na potrzeby świadczenia usług bilansujących;

2) współpracuje z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego w procesie kwalifikacji wstępnej prowadzo nym dla zasobów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej tego operatora;

3) zapewnia właściwe przyporządkowanie do jednostek bilansowych i jednostek grafikowych zasobów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej tego operatora, w szczególności w zakresie danych pomiarowych.

§  21. 

1. Podmiot odpowiedzialny za bilansowanie zgłasza operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego umowy sprzedaży energii dla jednostki bilansowej dla każdego okresu rozliczania niezbilansowania.

2. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego przyjmuje zgłoszenia umów sprzedaży energii na dobę d w dniu d-1 i umożliwia ich aktualizację co najmniej do czasu zamknięcia bramki dla rynku dnia bieżącego, o którym mowa w art. 59 rozporządzenia 2015/1222.

3. Dostawca usług bilansujących zgłasza operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego programy pracy i składa oferty zintegrowanego procesu grafikowania w odniesieniu do jednostki grafikowej oraz może złożyć oferty portfolio na moce bilansujące.

4. W przypadku gdy jednostka grafikowa składa się z zasobów wchodzących w skład różnych jednostek bilansowych, dostawca usług bilansujących określa w ofertach zintegrowanego procesu grafikowania, w jakiej części wykonanie tych ofert przypisuje się do poszczególnych jednostek bilansowych.

5. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego przyjmuje zgłoszenia programów pracy i oferty zintegrowanego procesu grafikowania na dobę d w dniu d-1 i umożliwia ich aktualizację co najmniej do czasu zamknięcia bramki dla rynku dnia bieżącego, o którym mowa w art. 59 rozporządzenia 2015/1222.

6. W warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego:

1) określa zasady aktualizacji umów sprzedaży energii, ofert zintegrowanego procesu grafikowania i programów pracy;

2) może nałożyć ograniczenia w zakresie aktualizacji ofert zintegrowanego procesu grafikowania zgodnie z art. 24 ust. 6 lub 7 rozporządzenia 2017/2195.

§  22. 

1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego nabywa moce bilansujące, odrębnie w górę i w dół, na podstawie ofert portfolio na moce bilansujące oraz ofert zintegrowanego procesu grafikowania, biorąc pod uwagę zgłoszone programy pracy i ograniczenia sieciowe.

2. Dostawca usług bilansujących, którego moce bilansujące zostały zakupione na podstawie oferty portfolio na moce bilansujące lub oferty na moce bilansujące, jest obowiązany do zgłoszenia dla jednostek grafikowych, w odniesieniu do których została zakupiona moc bilansująca, grafików rezerw mocy oraz ofert na energię bilansującą, obejmujących co najmniej wielkość zakupionych mocy, na zasadach określonych w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195.

3. Rozliczenia z tytułu mocy bilansujących prowadzi operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego dla:

1) każdego typu mocy bilansujących dla każdego okresu rozliczania mocy bilansującej, dla którego następuje zakup mocy bilansujących,

2) każdego dostawcy usług bilansujących w zakresie mocy bilansujących zakupionych na podstawie ofert portfolio na moce bilansujące,

3) każdej jednostki grafikowej w zakresie mocy bilansujących zakupionych na podstawie ofert zintegrowanego procesu grafikowania

- na podstawie wielkości zakupionych mocy bilansujących oraz cen rozliczeniowych mocy bilansujących.

4. Ceny rozliczeniowe mocy bilansujących określa się dla każdego typu mocy bilansujących jako ceny krańcowe wyznaczone w ramach danego procesu zakupu mocy bilansujących dla danego okresu rozliczania mocy bilansujących.

5. W przypadku gdy dostawca usług bilansujących nie dostarczył mocy bilansujących, o których mowa w ust. 2, uiszcza na rzecz operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego opłatę z tytułu niedostarczenia mocy bilansujących.

6. Wielkość niedostarczonych mocy bilansujących wyznacza się na podstawie:

1) wielkości mocy bilansujących zakupionych od tego dostawcy usług bilansujących;

2) ofert na energię bilansującą, o których mowa w ust. 2;

3) zgłoszonych programów pracy;

4) dyspozycyjności układów regulacji do świadczenia mocy bilansujących;

5) mocy dyspozycyjnej;

6) poprawności realizacji poleceń operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

7. Ceny rozliczeniowe niedostarczonych mocy bilansujących wyznacza się dla każdego typu mocy bilansujących dla każdego okresu rozliczania energii bilansującej na podstawie cen odtworzenia niedostarczonych mocy bilansujących, a jeżeli nie miało miejsca nabycie mocy bilansujących w celu odtworzenia niedostarczonych mocy bilansujących - jako:

1) wartość najwyższej ceny rozliczeniowej mocy bilansujących w dół odpowiadających typem niedostarczonym mocom bilansującym z okresów rozliczania mocy bilansujących obejmujących dany okres rozliczania energii bilansującej - w przypadku mocy bilansujących w dół;

2) większą z wartości:

a) najwyższej ceny rozliczeniowej mocy bilansujących w górę odpowiadających typem niedostarczonym mocom bilansującym z okresów rozliczania mocy bilansujących obejmujących dany okres rozliczania energii bilansującej albo

b) ceny rezerwy operacyjnej, o której mowa w § 25 ust. 2

- w przypadku mocy bilansujących w górę.

8. W zakresie, w jakim energia elektryczna odpowiadająca wielkości niedostarczonych mocy bilansujących podlegała rozliczeniu na zasadach określonych w § 26, cenę, o której mowa w ust. 7, pomniejsza się o cenę, o której mowa w § 26 ust. 2 pkt 3, przy czym tak wyznaczona cena jest nie mniejsza niż 0 zł.

9. W przypadku uzyskania odstępstwa, o którym mowa w art. 6 ust. 9 zdanie pierwsze lub drugie i akapit drugi rozporządzenia 2019/943, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego może stosować inne niż określone w ust. 1-8 zasady nabywania i rozliczania mocy bilansujących.

§  23. 

1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego prowadzi rozliczenia z tytułu niezbilansowania dla każdego okresu rozliczania niezbilansowania dla każdej jednostki bilansowej na podstawie:

1) otrzymanych informacji o ilości energii elektrycznej wynikającej z zawartych umów sprzedaży energii elektrycznej;

2) zmierzonych ilości energii elektrycznej rzeczywiście dostarczonej do sieci lub pobranej z sieci;

3) ilości energii elektrycznej wynikającej z poleceń operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego dotyczących wykorzystania oferty na energię bilansującą jednostki grafikowej lub jednostek grafikowych, w których skład wchodzą zasoby wchodzące w skład jednostki bilansowej;

4) ceny niezbilansowania, o której mowa w ust. 2.

2. Cenę niezbilansowania określa się dla okresu rozliczania niezbilansowania na podstawie jednostkowego kosztu energii bilansującej wyznaczonego na podstawie ilości energii bilansującej aktywowanej w danym okresie rozliczania niezbilansowania na potrzeby pokrycia niezbilansowania wszystkich podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie i cen energii bilansującej, o których mowa w § 24 ust. 4 pkt 1 i 2, przy czym jeżeli suma niezbilansowania wszystkich podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie jest:

1) dodatnia (przekontraktowanie) - cena niezbilansowania jest nie wyższa niż cena jednolitego łączenia rynków dnia następnego dotycząca okresu obejmującego dany okres rozliczania niezbilansowania;

2) ujemna (niedokontraktowanie) - cena niezbilansowania jest nie niższa niż cena jednolitego łączenia rynków dnia następnego dotycząca okresu obejmującego dany okres rozliczania niezbilansowania.

§  24. 

1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego pozyskuje energię bilansującą:

1) na podstawie ofert zintegrowanego procesu grafikowania i programów pracy lub

2) przez udział w funkcjonowaniu europejskich platform wymiany energii bilansującej - od dnia, w którym operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego rozpoczyna uczestnictwo w procesach operacyjnych prowadzonych na danej platformie.

2. Na potrzeby udziału w funkcjonowaniu europejskich platform wymiany energii bilansującej operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego dokonuje przekształcenia ofert zintegrowanego procesu grafikowania na oferty energii bilansującej z produktów standardowych zgodnie z art. 27 rozporządzenia 2017/2195, biorąc pod uwagę prognozowaną cenę rezerwy operacyjnej.

3. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego prowadzi rozliczenia energii bilansującej dla każdej jednostki grafikowej w zakresie ilości energii bilansującej:

1) aktywowanej w ramach każdej z europejskich platform wymiany energii bilansującej, wyznaczonej dla okresów rozliczeniowych zdefiniowanych dla poszczególnych platform i przypisanej do tej jednostki grafikowej, w zakresie, w jakim oferta zintegrowanego procesu grafikowania złożona w odniesieniu do tej jednostki została zgodnie z art. 27 rozporządzenia 2017/2195 przekształcona na ofertę energii bilansującej z produktu standardowego aktywowaną na danej platformie;

2) wynikającej z poleceń operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego dotyczących wykorzystania ofert zintegrowanego procesu grafikowania niewynikających z pkt 1, wyznaczonej dla okresu rozliczania energii bilansującej.

4. W rozliczeniu energii bilansującej z dostawcą usług bilansujących stosuje się, po przeprowadzeniu korekt, o których mowa w § 27, wyznaczonych dla danej jednostki grafikowej dla każdego okresu rozliczania energii bilansującej:

1) ceny energii bilansującej wyznaczone na poszczególnych europejskich platformach wymiany energii bilansującej dla energii bilansującej aktywowanej na tych platformach dotyczące danego okresu rozliczania energii bilansującej;

2) cenę energii bilansującej zintegrowanego procesu grafikowania, wyznaczoną zgodnie z ust. 5, dla energii bilansującej aktywowanej w ramach swobodnego bilansowania poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej;

3) cenę równą mniejszej z wartości:

a) ceny energii bilansującej zintegrowanego procesu grafikowania, wyznaczonej zgodnie z ust. 5, albo

b) ceny jednolitego łączenia rynków dnia następnego dotyczącej okresu obejmującego okres rozliczania energii bilansującej

- dla energii bilansującej innej niż wymieniona w pkt 1 lub 2, aktywowanej jako zwiększenie dostawy do sieci lub zmniejszenie poboru z sieci;

4) cenę równą większej z wartości:

a) ceny energii bilansującej zintegrowanego procesu grafikowania wyznaczonej zgodnie z ust. 5 albo

b) ceny jednolitego łączenia rynków dnia następnego dotyczącej okresu obejmującego okres rozliczania energii bilansującej

- dla energii bilansującej innej niż wymieniona w pkt 1 lub 2, aktywowanej jako zmniejszenie dostawy do sieci lub zwiększenie poboru z sieci.

5. Cenę energii bilansującej zintegrowanego procesu grafikowania określa się dla każdego okresu rozliczania energii bilansującej jako sumę:

1) ceny krańcowej wyznaczonej na podstawie ofert zintegrowanego procesu grafikowania dostępnych w czasie rzeczywistym dla swobodnego bilansowania na potrzeby pokrycia zapotrzebowania na energię bilansującą, które nie zostało pokryte przez energię bilansującą aktywowaną na europejskich platformach wymiany energii bilansującej;

2) ceny rezerwy operacyjnej, o której mowa w § 25 ust. 2.

6. Przed zastosowaniem korekt, o których mowa w § 27, w przypadku gdy rozliczenie dotyczy energii bilansującej dostarczonej z zakupionych mocy bilansujących w górę, ceny, o których mowa w ust. 4 pkt 1-3, pomniejsza się dla jednostki grafikowej, z której dostarczono tę energię, o:

1) prognozowaną cenę rezerwy operacyjnej, o której mowa w ust. 2 - w przypadku cen, o których mowa w ust. 4 pkt 1;

2) cenę rezerwy operacyjnej, o której mowa w § 25 ust. 2 - w przypadku cen, o których mowa w ust. 4 pkt 2 i 3.

§  25. 

1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego prowadzi rozliczenia z tytułu rezerwy operacyjnej:

1) dla każdego okresu rozliczania energii bilansującej;

2) dla każdej jednostki grafikowej;

3) na podstawie wielkości rezerwy operacyjnej:

a) nieobjętej zakupionymi mocami bilansującymi w górę innej niż wymieniona w lit. b oraz ceny rezerwy operacyjnej wyznaczonej zgodnie z ust. 2 lub

b) wynikającej z aktywacji energii bilansującej w ramach europejskich platform wymiany energii bilansującej, o której mowa w § 24 ust. 3 pkt 1, polegającej na zmniejszeniu dostawy do sieci lub zwiększeniu poboru energii z sieci oraz prognozowanych cen rezerwy operacyjnej, o których mowa w § 24 ust. 2.

2. Cenę rezerwy operacyjnej wyznacza się dla każdego okresu rozliczania energii bilansującej na podstawie:

1) sumy wielkości rezerwy operacyjnej wszystkich jednostek grafikowych;

2) minimalnej wielkości rezerwy operacyjnej wymaganej dla zachowania bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego;

3) prawdopodobieństwa wystąpienia zdarzenia, które spowoduje brak możliwości spełnienia wymagania, o którym mowa w pkt 2, wyznaczanego dla charakterystycznych okresów odpowiadających porze roku, rodzajowi lub porze dnia;

4) wartości niedostarczonej energii, o której mowa w art. 2 pkt 9 rozporządzenia 2019/943, albo jej części;

5) ceny krańcowej, o której mowa w § 24 ust. 5 pkt 1.

3. Cena rezerwy operacyjnej wyznaczona zgodnie z ust. 2 jest nie wyższa niż wartość określonej dla danej doby maksymalnej ceny rezerwy operacyjnej. Dobową wartość maksymalnej ceny rezerwy operacyjnej określa trajektoria maksymalnej ceny rezerwy operacyjnej ustalona w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195. Zasady określania dobowej maksymalnej ceny rezerwy operacyjnej stosuje się odrębnie dla każdego kwartału kalendarzowego.

§  26. 

1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego prowadzi rozliczenia z tytułu różnicy między ilością energii elektrycznej rzeczywiście dostarczonej lub pobranej a ilością energii, która miała zostać dostarczona lub pobrana w wyniku wykonania programu pracy skorygowanego o ilość energii bilansującej aktywowanej przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego do wysokości, w jakiej różnica ta była objęta mocami dyspozycyjnymi zgłoszonymi w ofercie na energię bilansującą.

2. Rozliczenie, o którym mowa w ust. 1, prowadzi się:

1) dla każdego okresu rozliczania energii bilansującej;

2) dla każdej jednostki grafikowej;

3) na podstawie wielkości różnicy, o której mowa w ust. 1, i ceny równej większej z wartości:

a) ceny rezerwy operacyjnej, o której mowa w § 25 ust. 2, albo

b) 10% rocznej średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w poprzednim roku, obliczonej zgodnie z art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, przy czym do dnia opublikowania nowej ceny przez Prezesa URE, włącznie z tym dniem, stosuje się cenę opublikowaną w poprzednim roku.

3. Dostawca usług bilansujących uiszcza na rzecz operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego opłatę z tytułu rozliczenia różnicy, o której mowa w ust. 1, jeżeli wielkość tej różnicy jest większa niż 3% ilości energii odpowiadającej zakresowi oferowanej w ofercie na energię bilansującą mocy dyspozycyjnej jednostki grafikowej, która byłaby dostarczona w danym okresie rozliczania energii bilansującej.

§  27. 

1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego wyznacza dla jednostki grafikowej korekty uzupełniające cen rozliczeniowych energii bilansującej.

2. Dla jednostki grafikowej, dla której w danej dobie nie są stosowane ceny za uruchomienie lub ceny te były równe 0 zł, korekty uzupełniające cen rozliczeniowych energii bilansującej wyznacza się:

1) odrębnie dla każdego okresu rozliczania energii bilansującej:

a) w którym jednostka grafikowa była uruchomiona w wyniku poleceń operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego oraz zgodnie ze zgłoszonym programem pracy lub

b) dla którego stan pracy jednostki grafikowej w danym okresie oraz stany pracy tej jednostki w sąsiednich okresach rozliczania energii bilansującej nie były zależne ze względu na parametry techniczne tej jednostki;

2) łącznie dla każdej grupy następujących po sobie okresów rozliczania energii bilansującej w danej dobie, dla których nie są spełnione warunki, o których mowa w pkt 1.

3. Dla jednostki grafikowej, dla której w danej dobie stosowana cena za uruchomienie jest większa niż 0 zł, korekty uzupełniające cen rozliczeniowych energii bilansującej wyznacza się:

1) odrębnie dla każdego okresu rozliczania energii bilansującej, w którym jednostka grafikowa była uruchomiona w wy niku poleceń operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego oraz zgodnie ze zgłoszonym programem pracy;

2) łącznie dla wszystkich okresów rozliczania energii bilansującej w danej dobie, dla których nie jest spełniony warunek, o którym mowa w pkt 1.

4. W przypadku, o którym mowa w ust. 2 i ust. 3 pkt 1, korekta uzupełniająca jest różnicą:

1) kosztów dostawy lub odbioru energii bilansującej wyznaczonych zgodnie z ust. 7,

2) należności wyznaczonych zgodnie z ust. 8

- odniesioną do ilości energii bilansującej dla danego okresu rozliczania energii bilansującej lub grupy okresów rozliczania energii bilansującej, o której mowa w ust. 2 pkt 2.

5. W przypadku, o którym mowa w ust. 3 pkt 2, korekta uzupełniająca jest sumą:

1) różnicy kosztów dostawy lub odbioru energii bilansującej wyznaczonych zgodnie z ust. 7 i należności wyznaczonych zgodnie z ust. 8,

2) różnicy kosztów uruchomień jednostki grafikowej utworzonej z pojedynczego modułu wytwarzania energii cieplnego wynikających z wykonanych poleceń operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego oraz ze zgłoszonego programu pracy

- odniesioną do ilości energii bilansującej dla danych okresów rozliczania energii bilansującej.

6. Jeżeli różnica kosztów, o której mowa w ust. 5 pkt 2, jest różna od 0 zł, a jednocześnie wyznaczenie korekty uzupełniającej cen rozliczeniowych energii bilansującej nie jest możliwe ze względu na ilość energii bilansującej, o której mowa w ust. 5, różnica ta podlega rozliczeniu na zasadach określonych w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195.

7. Koszty dostawy lub odbioru energii bilansującej wyznacza się z zastosowaniem:

1) dla dostawy energii bilansującej - mniejszej z następujących cen:

a) ceny wymuszonej dostawy energii elektrycznej, zwanej dalej "CWD",

b) ceny ofertowej z oferty na energię bilansującą

- powiększonej o cenę rezerwy operacyjnej w przypadku energii, o której mowa w § 24 ust. 3 pkt 2, albo o prognozowaną cenę rezerwy operacyjnej, o której mowa w § 24 ust. 2, w przypadku energii, o której mowa w § 24 ust. 3 pkt 1, jeżeli moc, z której jest realizowana dostawa energii bilansującej, podlegałaby rozliczeniu z tytułu rezerwy operacyjnej w przypadku realizacji zgłoszonego programu pracy;

2) dla odbioru energii bilansującej - większej z następujących cen:

a) ceny wymuszonego odbioru energii elektrycznej, zwanej dalej "CWO",

b) ceny ofertowej z oferty na energię bilansującą.

8. Należności uwzględnione przy wyznaczaniu korekty uzupełniającej cen rozliczeniowych energii bilansującej wyznacza się jako sumę:

1) wartości energii bilansującej wyznaczonej według cen, o których mowa w § 24 ust. 4, bez zastosowania korekt, z zastosowaniem § 24 ust. 6;

2) należności z tytułu zakupionych mocy bilansujących, w zakresie mocy bilansujących, które nie mogłyby być świadczone w przypadku realizacji zgłoszonego programu pracy oraz nie podlegały rozliczeniu z tytułu niedostarczenia mocy bilansujących zgodnie z § 22;

3) należności z tytułu rezerwy operacyjnej, w zakresie mocy, która nie podlegałaby rozliczeniu z tytułu rezerwy operacyjnej w przypadku realizacji zgłoszonego programu pracy.

9. Koszty uruchomień, o których mowa w ust. 5 pkt 2, wyznacza się na podstawie cen za uruchomienie, zwanych dalej "CU", oraz na podstawie cen ofertowych z oferty na energię bilansującą w przypadku uruchomień i odstawień jednostki grafikowej innych niż wynikające ze zgłoszonego programu pracy.

10. Jeżeli różnica, o której mowa w ust. 4, jest ujemna, nie stosuje się korekty uzupełniającej, o której mowa w ust. 4.

11. Jeżeli suma, o której mowa w ust. 5, jest ujemna i mniejsza niż różnica, o której mowa w ust. 5 pkt 2, korekta uzupełniająca, o której mowa w ust. 5, jest równa mniejszej z wartości:

1) różnicy, o której mowa w ust. 5 pkt 2, odniesionej do ilości energii bilansującej dla danych okresów rozliczania energii bilansującej albo

2) zeru.

12. Składniki, na podstawie których wyznacza się CWD, CWO i CU, ustala się zgodnie z § 28 w umowie o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej.

§  28. 

1. Dla jednostki grafikowej utworzonej z pojedynczego modułu wytwarzania energii innego niż moduł wytwarzania energii elektrowni szczytowo-pompowej CWD i CWO wyznacza się na podstawie:

1) kosztu paliwa podstawowego, wyznaczonego zgodnie z ust. 3:

a) pomnożonego przez 1,05 - w przypadku CWD,

b) pomnożonego przez 0,95 - w przypadku CWO;

2) współczynnika przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną, wyznaczonego zgodnie z ust. 4;

3) jednostkowego kosztu uprawnień do emisji dwutlenku węgla, wyznaczonego zgodnie z ust. 5;

4) jednostkowego wskaźnika emisyjności paliwa podstawowego w zakresie dwutlenku węgla;

5) wysokości wsparcia, wyznaczonego zgodnie z ust. 6, które odejmuje się przy wyznaczaniu CWD i CWO;

6) pozostałych kosztów zmiennych wyznaczonych zgodnie z ust. 7:

a) pomnożonych przez 1,05 - w przypadku CWD,

b) pomnożonych przez 0,95 - w przypadku CWO.

2. W przypadku gdy CWD, wyznaczona zgodnie z ust. 1, ma wartość mniejszą lub równą 0, do rozliczeń przyjmuje się wartość 0,01 zł za MWh.

3. Koszt paliwa podstawowego wyznacza się na podstawie:

1) w przypadku modułu wytwarzania energii wykorzystującego jako paliwo podstawowe gaz ziemny:

a) kosztu zmiennego paliwa gazowego wyznaczonego według ceny rynku dnia następnego na giełdzie towarowej, na której jest wykonywany obowiązek określony w art. 49b ust. 1 ustawy, wyznaczonej dla doby gazowej, której dotyczyło polecenie,

b) w przypadku CWD - uzmiennionego kosztu zamówienia mocy umownej dla dostaw paliwa gazowego, obliczonego jako opłata za moc zamówioną poniesiona na rzecz operatora systemu gazowego w zakończonym kwartale odniesiona do ilości energii chemicznej paliwa zużytej na wyprodukowanie energii elektrycznej w zakończonym kwartale; w kalkulacji nie uwzględnia się kosztu zamówienia mocy umownej zamówionej na okres, w którym jednostka była niedyspozycyjna,

c) środków na pokrycie kosztów wynikających z niezbilansowania w systemie gazowym oraz niezgodności ilości pobranego paliwa gazowego z ilością wynikającą z nominacji złożonej operatorowi systemu gazowego, wynoszących 10% kosztu paliwa wyznaczonego zgodnie z lit. a;

2) w przypadku modułu wytwarzania energii cieplnego wykorzystującego jako paliwo podstawowe węgiel brunatny - jednostkowego zmiennego kosztu wytworzenia paliwa oraz jednostkowego kosztu transportu paliwa;

3) w przypadku modułu wytwarzania energii innego niż wymieniony w pkt 1 i 2 - kosztu zakupu paliwa oraz jednostkowego kosztu jego transportu i składowania.

4. Współczynnik przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną wyznacza się na podstawie potwierdzonej niezależną ekspertyzą charakterystyki zużycia energii chemicznej w paliwie w funkcji generowanej mocy elektrycznej, dla co najmniej jednego i co najwyżej dziesięciu przedziałów mocy, przy czym:

1) dla modułu wytwarzania energii opalanego paliwem gazowym współczynnik ten może być korygowany w związku ze zmianą temperatury otoczenia;

2) ustalone przedziały mocy obejmują cały zakres parametrów technicznych modułu wytwarzania energii i nie mogą wykraczać poza ten zakres.

5. Jednostkowy koszt uprawnień do emisji dwutlenku węgla wyznacza się na podstawie aktualnej wartości rynkowej uprawnień do emisji w rozumieniu art. 3 pkt 22 ustawy z dnia 12 czerwca 2015 r. o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (Dz. U. z 2023 r. poz. 589) oraz kosztów zmiennych zakupu tych uprawnień przez pośredników.

6. Wysokość wsparcia:

1) dla modułu wytwarzania energii stanowiącego instalację odnawialnego źródła energii w rozumieniu art. 2 pkt 13 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2022 r. poz. 1378, 1383, 2370 i 2687), w odniesieniu do której wytwórcy energii elektrycznej w danym okresie rozliczania energii bilansującej przysługuje wsparcie określone w lit. a, b lub c, wyznacza się na podstawie:

a) kwoty wynikającej z prawa do pokrycia ujemnego salda w przypadku, gdy w odniesieniu do tego modułu wytwarzania energii wytwórcy energii elektrycznej przysługuje prawo do pokrycia ujemnego salda w rozumieniu ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, albo

b) kwoty, o której mowa w art. 70e ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, w przypadku instalacji wytwórczych, o których mowa w art. 70a ust. 1 lub 2 tej ustawy, albo

c) wartości rynkowej praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia w rozumieniu ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii oraz kosztów zmiennych ich zakupu lub zbycia przez pośredników,

2) dla modułu wytwarzania energii stanowiącego lub wchodzącego w skład morskiej farmy wiatrowej w rozumieniu art. 3 pkt 3 ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych (Dz. U. z 2022 r. poz. 1050 i 2687), w odniesieniu do której wytwórcy energii elektrycznej w danym okresie rozliczania energii bilansującej przysługuje prawo do pokrycia ujemnego salda, o którym mowa w art. 4 tej ustawy, wyznacza się na podstawie kwoty wynikającej z tego prawa,

3) dla modułu wytwarzania energii wytwarzającego energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji, w odniesieniu do którego wytwórcy energii elektrycznej w danym okresie rozliczania energii bilansującej przysługuje premia gwarantowana, premia gwarantowana indywidualna, premia kogeneracyjna albo premia kogeneracyjna indywidualna w rozumieniu ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. z 2022 r. poz. 553), wyznacza się jako jednostkową wysokość otrzymywanej premii gwarantowanej, premii gwarantowanej indywidualnej, premii kogeneracyjnej albo premii kogeneracyjnej indywidualnej

- przy czym w przypadku, gdy w odniesieniu do części energii wytworzonej w module wytwarzania energii nie przysługuje wsparcie, wysokość wsparcia koryguje się proporcjonalnie do tej części.

7. Pozostałe koszty zmienne wyznacza się na podstawie:

1) jednostkowych kosztów gospodarczego korzystania ze środowiska, zagospodarowania odpadów paleniskowych i ubocznych produktów spalania;

2) jednostkowych kosztów materiałów eksploatacyjnych, chemikaliów, smarów oraz składników wykorzystywanych w procesach technologicznych niezbędnych do spełnienia norm dotyczących emisji zanieczyszczeń.

8. Dla jednostki grafikowej utworzonej z pojedynczego magazynu energii elektrycznej, pojedynczego modułu wytwarzania energii elektrowni szczytowo-pompowej lub grupy modułów wytwarzania energii wchodzących w skład pojedynczej elektrowni szczytowo-pompowej CWD w danej dobie jest równa:

1) w przypadku wytwarzania energii elektrycznej - sumie:

a) ceny referencyjnej, o której mowa w ust. 10, powiększonej o 5% średniej arytmetycznej z wartości bezwzględnych cen jednolitego łączenia rynków dnia następnego z danej doby,

b) kosztów, o których mowa w ust. 7, pomnożonych przez 1,05;

2) w przypadku poboru energii elektrycznej - różnicy:

a) iloczynu ceny referencyjnej, o której mowa w ust. 10, powiększonej o 5% średniej arytmetycznej z wartości bezwzględnych cen jednolitego łączenia rynków dnia następnego z danej doby i współczynnika sprawności, o którym mowa w ust. 11,

b) sumy opłaty za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej naliczanej za pobraną z sieci ilość energii elektrycznej oraz kosztów, o których mowa w ust. 7, pomnożonych przez 0,95.

9. Dla jednostki grafikowej utworzonej z pojedynczego magazynu energii elektrycznej, pojedynczego modułu wytwarzania energii elektrowni szczytowo-pompowej lub grupy modułów wytwarzania energii wchodzących w skład pojedynczej elektrowni szczytowo-pompowej CWO w danej dobie jest równa:

1) w przypadku wytwarzania energii elektrycznej - sumie:

a) ceny referencyjnej, o której mowa w ust. 10, pomniejszonej o 5% średniej arytmetycznej z wartości bezwzględnych cen jednolitego łączenia rynków dnia następnego z danej doby,

b) kosztów, o których mowa w ust. 7, pomnożonych przez 0,95;

2) w przypadku poboru energii elektrycznej - różnicy:

a) iloczynu ceny referencyjnej, o której mowa w ust. 10, pomniejszonej o 5% średniej arytmetycznej z wartości bezwzględnych cen jednolitego łączenia rynków dnia następnego z danej doby, i współczynnika sprawności, o którym mowa w ust. 11,

b) sumy opłaty za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej naliczanej za pobraną z sieci ilość energii elektrycznej oraz kosztów, o których mowa w ust. 7, pomnożonych przez 1,05.

10. Cena referencyjna dla danej doby i danego magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej jest równa:

1) w przypadku zmniejszenia w danej dobie stanu naładowania magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo - pompowej spowodowanego zmianą wielkości wytwarzania lub odbioru energii elektrycznej na polecenie operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, z powodu innego niż swobodne bilansowanie - większej z wartości:

a) średniej arytmetycznej z najwyższych w danej dobie cen jednolitego łączenia rynków dnia następnego odpowiadających łącznie okresowi 4 godzin albo

b) średniej arytmetycznej z najniższych w danej dobie cen jednolitego łączenia rynków dnia następnego odpowiadających łącznie okresowi 6 godzin, powiększonej o opłatę za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej pobieraną według taryfy operatora, do którego sieci jest przyłączony magazyn energii elektrycznej, naliczaną za pobraną z sieci ilość energii elektrycznej, podzielonej przez współczynnik sprawności, o którym mowa w ust. 11;

2) w przypadku zwiększenia albo braku zmiany w danej dobie stanu naładowania magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej spowodowanego zmianą wielkości wytwarzania lub odbioru energii elektrycznej na polecenie operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, z powodu innego niż swobodne bilansowanie - mniejszej z wartości, o których mowa w pkt 1 lit. a albo b.

11. Współczynnik sprawności magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej wyznacza się na podstawie wielkości energii elektrycznej pobranej z sieci i ponownie wprowadzonej do sieci w ramach cykli ładowania magazynu energii elektrycznej lub elektrowni szczytowo-pompowej w poprzednim kwartale, a w przypadku pierwszego kwartału pracy - jako równy nominalnej sprawności magazynu energii elektrycznej w rozumieniu art. 7 ust. 2c ustawy lub nominalnej wartości współczynnika sprawności jednokrotnego pełnego cyklu magazynowania elektrowni szczytowo-pompowej.

12. CU dla jednostki grafikowej utworzonej z pojedynczego modułu wytwarzania energii cieplnego wyznacza się, uwzględniając różne stany cieplne tego modułu, na podstawie kosztu uruchomienia tego modułu obejmującego, poniesione od momentu rozpoczęcia uruchomienia tego modułu do momentu osiągnięcia mocy minimum technicznego, koszty:

1) paliwa podstawowego wyznaczone zgodnie z ust. 3 z zastrzeżeniem, że dla modułu wytwarzania energii wykorzystującego jako paliwo podstawowe gaz ziemny składnik, o którym mowa w ust. 3 pkt 1 lit. a, wyznacza się jako średnią arytmetyczną z cen paliwa gazowego z rynku dnia następnego na giełdzie towarowej z zakończonego kwartału, na której jest wykonywany obowiązek określony w art. 49b ust. 1 ustawy,

2) paliwa pomocniczego,

3) gospodarczego korzystania ze środowiska, zagospodarowania odpadów paleniskowych i ubocznych produktów spalania,

4) wody zdemineralizowanej,

5) pary wodnej wykorzystanej na potrzeby uruchomienia modułu wytwarzania energii,

6) energii elektrycznej pobranej z systemu elektroenergetycznego na pokrycie potrzeb własnych uruchamianego modułu wytwarzania energii,

7) emisji dwutlenku węgla, wyznaczone zgodnie z ust. 5

- przy czym w ramach kosztu uruchomienia modułu wytwarzania energii nie uwzględnia się kosztów zmiennych wytwarzania energii elektrycznej podczas uruchamiania tego modułu.

13. W przypadku gdy CU, wyznaczona zgodnie z ust. 12, będzie miała wartość mniejszą niż 0 zł, do rozliczeń przyjmuje się wartość równą 0 zł.

14. Dla każdej jednostki grafikowej, o której mowa w ust. 1, dostawca usług bilansujących podaje operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub aktualizuje:

1) w terminie 50 dni od zakończenia każdego kwartału kalendarzowego:

a) koszty paliwa podstawowego określone w ust. 3 pkt 1 lit. b, pkt 2 lub 3,

b) koszty pojedynczego uruchomienia modułu określone w ust. 12 - na podstawie wykonania kosztów w poprzednim kwartale kalendarzowym;

2) w okresie kwartału od zakończenia każdego roku:

a) informacje o przysługującym prawie do pokrycia ujemnego salda w rozumieniu ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, przy czym o utracie tego prawa wytwórca energii elektrycznej informuje niezwłocznie,

b) cenę sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł energii, podaną w ofercie wytwórcy energii elektrycznej, który wygrał aukcję w rozumieniu ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii,

c) stałą cenę zakupu wyznaczoną zgodnie z art. 70e ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii dla instalacji, o których mowa w art. 70a ust. 1 lub 2 tej ustawy,

d) informację o przysługującym prawie do pokrycia ujemnego salda, o którym mowa w art. 4 ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych, przy czym o utracie tego prawa wytwórca energii elektrycznej informuje niezwłocznie,

e) informację o przysługującym prawie do uzyskania premii gwarantowanej, premii gwarantowanej indywidualnej, premii kogeneracyjnej albo premii kogeneracyjnej indywidualnej w rozumieniu ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji,

f) pozostałe koszty zmienne wyznaczone zgodnie z ust. 7;

3) niezwłocznie:

a) współczynnik przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną, określony w ust. 4 - w przypadku zmiany parametrów technicznych modułu wytwarzania energii lub zmiany tego współczynnika,

b) jednostkowy wskaźnik emisyjności paliwa podstawowego w zakresie dwutlenku węgla, określony w ust. 1 pkt 4 - w przypadku jego zmiany,

c) informację o przysługującym wsparciu, o którym mowa w ust. 6 - w przypadku decyzji lub postanowienia Prezesa URE w zakresie zmiany tego wsparcia;

4) przed utworzeniem nowej jednostki grafikowej - informacje, o których mowa w pkt 1-3, na podstawie wykonania danych projektowych lub wartości planowanych.

15. Dla każdej jednostki grafikowej, o której mowa w ust. 8 i 9, dostawca usług bilansujących podaje lub aktualizuje operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego:

1) współczynnik sprawności, o którym mowa w ust. 11:

a) przed zawarciem umowy o świadczenie usług przesyłania w zakresie, w jakim umożliwia ona aktywne uczestnictwo w bilansowaniu systemu,

b) w terminie 50 dni od zakończenia każdego kwartału kalendarzowego oraz

c) niezwłocznie w przypadku każdej zmiany;

2) wysokość stawki opłaty za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej naliczanej za pobraną z sieci ilość energii elektrycznej - niezwłocznie w przypadku każdej zmiany;

3) pozostałe koszty zmienne wyznaczone zgodnie z ust. 7 w okresie kwartału od zakończenia każdego roku.

16. W przypadku gdy w okresie, którego dotyczy aktualizacja, o której mowa w ust. 14 i 15, koszt uwzględniany w kalkulacji składników CWD, CWO lub CU nie był wykazywany w ewidencji księgowej, przyjmuje się wartość tego kosztu z poprzedniego okresu, chyba że dany koszt nie jest i nie będzie już ponoszony.

17. Dla jednostki grafikowej utworzonej z jednego sterowanego odbioru lub z grupy zasobów, z wyjątkiem grupy modułów wytwarzania energii wchodzących w skład pojedynczej elektrowni szczytowo-pompowej:

1) CWD jest równa większej z wartości:

a) ceny energii bilansującej zintegrowanego procesu grafikowania, o której mowa w § 24 ust. 5, albo

b) ceny jednolitego łączenia rynków dnia następnego

- pomniejszonej o cenę rezerwy operacyjnej, o której mowa w § 25 ust. 2;

2) CWO jest równa mniejszej z wartości:

a) ceny energii bilansującej zintegrowanego procesu grafikowania, o której mowa w § 24 ust. 5, albo

b) ceny jednolitego łączenia rynków dnia następnego

- pomniejszonej o cenę rezerwy operacyjnej, o której mowa w § 25 ust. 2.

§  29. 

1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego określa w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195, zasady zgodne z przepisami niniejszego rozdziału.

2. W warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego może:

1) obniżyć łączną moc osiągalną zasobów określoną w § 20 ust. 1;

2) podnieść łączną moc osiągalną zasobów określoną w § 20 ust. 2 pkt 1.