Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 22 marca 2023 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego

Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiskaz dnia 22 marca 2023 r.w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego

Spis treści

Treść rozporządzenia
Załącznik nr 1 - Wymagania techniczne dla przyłączanych do sieci urządzeń, instalacji i sieci oraz wymagania techniczne dotyczące funkcjonowania sieci elektroenergetycznych i zapewniania przez nie bezpieczeństwa pracy krajowego systemu elektroenergetycznego
Załącznik nr 2 - Zakres informacji przekazywanych odbiorcom końcowym o strukturze paliw i innych nośników energii pierwotnej zużywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej w poprzednim roku oraz o miejscu, w którym są dostępne informacje o wpływie wytwarzania energii elektrycznej na środowisko (wzór)

Treść rozporządzenia

Na podstawie art. 9 ust. 3 i 4 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2022 r. poz. 1385, z późn. zm.) zarządza się, co następuje:

Rozdział 1

Przepisy ogólne

§ 1.

Rozporządzenie określa:

1)

kryteria podziału na grupy podmiotów ubiegających się o przyłączenie do sieci;

2)

warunki przyłączenia do sieci, w tym wymagania techniczne w zakresie przyłączania do sieci urządzeń wytwórczych, sieci dystrybucyjnych, urządzeń odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych oraz linii bezpośrednich;

3)

sposób prowadzenia obrotu energią elektryczną oraz procedurę zmiany sprzedawcy;

4)

warunki świadczenia usług przesyłania, dystrybucji energii elektrycznej, prowadzenia ruchu sieciowego, eksploatacji sieci oraz korzystania z systemu elektroenergetycznego i połączeń międzysystemowych;

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;

6)

zakres, warunki i sposób zarządzania ograniczeniami systemowymi;

7)

sposób koordynacji planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego;

8)

warunki współpracy pomiędzy operatorami systemów elektroenergetycznych, w tym z innymi przedsiębiorstwami energetycznymi, w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego, zarządzania przepływami i dysponowania mocą jednostek wytwórczych oraz postępowania w sytuacjach awaryjnych;

9)

zakres i sposób przekazywania informacji między przedsiębiorstwami energetycznymi oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi a odbiorcami;

10)

zakres i sposób przekazywania odbiorcom przez sprzedawcę informacji o strukturze paliw zużywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej przez sprzedawcę w poprzednim roku;

11)

sposób informowania odbiorców przez sprzedawcę o miejscu, w którym są dostępne informacje o wpływie wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej przez sprzedawcę w poprzednim roku na środowisko, co najmniej w zakresie emisji dwutlenku węgla i radioaktywnych odpadów;

12)

parametry jakościowe energii elektrycznej i standardy jakościowe obsługi odbiorców;

13)

sposób załatwiania reklamacji;

14)

zakres i sposób udostępniania użytkownikom sieci i operatorom innych systemów elektroenergetycznych, z którymi system przesyłowy jest połączony, informacji o:

a)

warunkach świadczenia usług przesyłania energii elektrycznej niezbędnych do uzyskania dostępu do sieci przesyłowej, korzystania z tej sieci i krajowego systemu elektroenergetycznego oraz pracy krajowego systemu elektroenergetycznego, w tym w szczególności dotyczących realizacji obrotu transgranicznego, zarządzania siecią i bilansowania systemu, planowanych wyłączeniach jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci przesyłowej oraz jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV, a także o ubytkach mocy tych jednostek wytwórczych,

b)

ofertach bilansujących składanych dla jednostek wytwórczych, o których mowa w lit. a;

15)

zakres i sposób informowania odbiorcy przez sprzedawcę o ilości zużytej przez tego odbiorcę energii elektrycznej w poprzednim roku oraz sposób informowania o miejscu, w którym są dostępne informacje o przykładowym zużyciu energii elektrycznej dla danej grupy przyłączeniowej odbiorców, środkach poprawy efektywności energetycznej w rozumieniu ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej (Dz. U. z 2021 r. poz. 2166) i charakterystykach technicznych efektywnych energetycznie urządzeń.

§ 2.

Użyte w rozporządzeniu określenia oznaczają:

1)

dostawca usług bilansujących - dostawcę usług bilansujących w rozumieniu art. 2 pkt 6 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 6, z późn. zm.) , zwanego dalej „rozporządzeniem 2017/2195”;

2)

energia bilansująca - energię bilansującą w rozumieniu art. 2 pkt 4 rozporządzenia 2017/2195;

3)

europejska platforma wymiany energii bilansującej - platformę, o której mowa w art. 19, art. 20 i art. 21 rozporządzenia 2017/2195;

4)

farma fotowoltaiczna - moduł parku energii wykorzystujący do wytwarzania energii elektrycznej energię promieniowania słonecznego, przyłączony do sieci w jednym miejscu przyłączenia;

5)

farma wiatrowa - moduł parku energii wykorzystujący do wytwarzania energii elektrycznej energię wiatru, przyłączony do sieci w jednym miejscu przyłączenia;

6)

instalacja odbiorcza - instalację odbiorczą w rozumieniu art. 2 pkt 1 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1388 z dnia 17 sierpnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący przyłączenia odbioru (Dz. Urz. UE L 223 z 18.08.2016, str. 10), zwanego dalej „rozporządzeniem 2016/1388”;

7)

jednolite łączenie rynków dnia następnego - proces, o którym mowa w art. 2 pkt 26 rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (Dz. Urz. UE L 197 z 25.07.2015, str. 24, z późn. zm.), zwanego dalej „rozporządzeniem 2015/1222”;

8)

jednostka bilansowa - zbiór rzeczywistych lub wirtualnych miejsc dostarczania energii elektrycznej utworzony na potrzeby rozliczania niezbilansowania;

9)

jednostka grafikowa - zbiór rzeczywistych miejsc dostarczania energii elektrycznej, określonych dla zasobów użytkowników systemu, za pomocą których dostawca usług bilansujących świadczy usługi bilansujące;

10)

jednostka odbiorcza - jednostkę odbiorczą w rozumieniu art. 2 pkt 4 rozporządzenia 2016/1388;

11)

jednostka wytwórcza centralnie dysponowana - moduł wytwarzania energii:

a)

przyłączony do sieci przesyłowej elektroenergetycznej albo

b)

cieplny kondensacyjny o mocy osiągalnej równej 100 MW lub wyższej przyłączony do koordynowanej sieci 110 kV lub szczytowo-pompowy przyłączony do koordynowanej sieci 110 kV, albo

c)

przyłączony do koordynowanej sieci 110 kV inny niż określony w lit. b, którym operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego dysponuje na podstawie odrębnych umów zawartych z wytwórcą energii elektrycznej i operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, do którego sieci ten moduł wytwarzania energii jest przyłączony;

12)

jednostka wytwórcza centralnie koordynowana - moduł wytwarzania energii o mocy osiągalnej równej 50 MW lub wyższej przyłączony do koordynowanej sieci 110 kV niebędący jednostką wytwórczą centralnie dysponowaną;

13)

miejsce dostarczania energii elektrycznej - miejsce, do którego przedsiębiorstwo energetyczne dostarcza energię elektryczną, określone w umowie o przyłączenie do sieci albo w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo w umowie sprzedaży energii elektrycznej, albo w umowie kompleksowej, będące jednocześnie miejscem jej odbioru;

14)

miejsce przyłączenia - punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią;

15)

moc bilansująca - moc bilansującą w rozumieniu art. 2 pkt 5 rozporządzenia 2017/2195;

16)

moc przyłączeniowa - moc czynną planowaną do pobierania z sieci lub wprowadzania do sieci, określoną w umowie o przyłączenie do sieci jako wartość maksymalna wyznaczana w ciągu każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy w okresach 15-minutowych, służącą do zaprojektowania przyłącza;

17)

moc umowna - moc czynną pobieraną z sieci lub wprowadzaną do sieci, określoną w:

a)

umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, umowie sprzedaży energii elektrycznej albo umowie kompleksowej jako wartość nie mniejsza niż wyznaczona jako wartość maksymalna ze średniej wartości mocy w okresie 15-minutowym, z uwzględnieniem współczynników odzwierciedlających specyfikę układu zasilania odbiorcy, albo

b)

umowie o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, zawieranej między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającym co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone z siecią każdego z tych operatorów, jako średnia z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w sieciowych miejscach dostarczania energii elektrycznej, wyznaczona na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych, albo

c)

umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, zawieranej między operatorami systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającymi co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią każdego z tych operatorów, jako średnia z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych w miejscach połączeń sieci operatorów systemów dystrybucyjnych, wyznaczona na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych;

18)

moduł parku energii - moduł parku energii w rozumieniu art. 2 pkt 17 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (Dz. Urz. UE L 112 z 27.04.2016, str. 1, z późn. zm.), zwanego dalej „rozporządzeniem 2016/631”;

19)

moduł wytwarzania energii - moduł wytwarzania energii w rozumieniu art. 2 pkt 5 rozporządzenia 2016/631;

20)

moduł wytwarzania energii cieplny - moduł wytwarzania energii, który do wytwarzania energii jako główne źródło zasilania wykorzystuje spalanie paliw, energię jądrową lub zasilanie paliwami alternatywnymi w procesie innym niż spalanie;

21)

oferta na energię bilansującą - ofertę cenową dostawy lub odbioru energii bilansującej stanowiącą część oferty zintegrowanego procesu grafikowania;

22)

oferta na moce bilansujące - ofertę cenową dostawy mocy bilansujących stanowiącą część oferty zintegrowanego procesu grafikowania;

23)

oferta portfolio na moce bilansujące - ofertę cenową dostawy mocy bilansujących składaną przez dostawcę usług bilansujących bez wskazania jednostek grafikowych, za pomocą których będzie realizowana dostawa tych mocy;

24)

oferta techniczna - ofertę z parametrami technicznymi świadczenia usług bilansujących stanowiącą część oferty zintegrowanego procesu grafikowania;

25)

oferta zintegrowanego procesu grafikowania - ofertę zawierającą dane handlowe i dane techniczne, składającą się z oferty na energię bilansującą, oferty na moce bilansujące oraz oferty technicznej, składaną przez dostawcę usług bilansujących w odniesieniu do jednostki grafikowej;

26)

ograniczenia sieciowe - ograniczenia przesyłowe, o których mowa w art. 2 pkt 4 rozporządzenia 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, z późn. zm.), zwanego dalej „rozporządzeniem 2019/943”;

27)

okres rozliczania energii bilansującej - jednostkę czasu, w odniesieniu do której rozlicza się energię bilansującą;

28)

okres rozliczania mocy bilansującej - jednostkę czasu, w odniesieniu do której rozlicza się moc bilansującą danego typu w ramach danego procesu zakupu mocy bilansującej;

29)

okres rozliczania niezbilansowania - okres rozliczania niezbilansowania w rozumieniu art. 2 pkt 10 rozporządzenia 2017/2195;

30)

program pracy - program zawierający grafik obciążenia oraz grafiki rezerw mocy zgłoszony przez dostawcę usług bilansujących w odniesieniu do jednostki grafikowej;

31)

przekaźnik samoczynnego częstotliwościowego odłączania (SCO) - wyodrębniony przekaźnik albo funkcję w terminalu zabezpieczeniowym lub sterowniku układu sterowania stacji, które wykonują pomiar częstotliwości i porównanie częstotliwości zmierzonej z nastawioną wielkością kryterialną, po przekroczeniu której jest generowany sygnał sterujący w celu wyłączenia odbioru za pomocą wyłączników;

32)

przyłącze - odcinek lub element sieci służące do połączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, dostosowane do mocy przyłączeniowej, z pozostałą częścią sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego na rzecz podmiotu przyłączanego usługę przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;

33)

rezerwa mocy - rezerwę mocy czynnej w rozumieniu art. 3 ust. 2 pkt 16 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, z późn. zm.), zwanego dalej „rozporządzeniem 2017/1485”;

34)

rezerwa operacyjna - rezerwę mocy możliwą do wykorzystania przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego jako dostawa energii elektrycznej do sieci lub zmniejszenie poboru energii z sieci przez aktywację oferty na energię bilansującą, dostępną z okresem przygotowawczym, o którym mowa w art. 2 pkt 29 rozporządzenia 2017/2195, nie dłuższym niż 30 minut;

35)

rzeczywiste miejsce dostarczania energii elektrycznej - miejsce dostarczania energii elektrycznej, w którym jest realizowana dostawa tej energii powiązana bezpośrednio z jej fizycznymi przepływami, której ilość jest wyznaczana za pomocą układu pomiarowo-rozliczeniowego, będące jednocześnie rzeczywistym miejscem odbioru tej energii;

36)

stan odbudowy systemu - stan odbudowy systemu, o którym mowa w art. 3 ust. 2 pkt 38 rozporządzenia 2017/1485;

37)

stan zagrożenia - stan zagrożenia, o którym mowa w art. 3 ust. 2 pkt 37 rozporządzenia 2017/1485;

38)

stan zaniku zasilania - stan zaniku zasilania, o którym mowa w art. 3 ust. 2 pkt 22 rozporządzenia 2017/1485;

39)

sterowany odbiór - instalację odbiorczą lub jednostkę odbiorczą posiadające zdolność do czasowego ograniczenia lub zwiększenia poboru energii elektrycznej z sieci w wyniku zmiany zużycia energii elektrycznej przez tę instalację lub tę jednostkę;

40)

swobodne bilansowanie - bilansowanie krajowego systemu elektroenergetycznego z wykorzystaniem dostępnych w danym okresie zakresów mocy określonych w ofertach zintegrowanego procesu grafikowania o najbardziej konkurencyjnych cenach za energię bilansującą, wymiany energii bilansującej na europejskich platformach wymiany energii bilansującej oraz procesu kompensowania niezbilansowań na europejskiej platformie, o której mowa w art. 22 rozporządzenia 2017/2195; za dostępny zakres mocy uznaje się możliwy do wykorzystania w aktualnych warunkach pracy sieci zakres oferowanej mocy dyspozycyjnej modułu wytwarzania energii lub innych zasobów wchodzących w skład jednostki grafikowej;

41)

układ SCO - zespół urządzeń wykonujących pomiar częstotliwości za pomocą przekaźnika SCO, dystrybucję sygnałów sterujących i wyłączenie odbioru za pomocą wyłączników;

42)

usługi bilansujące - usługi bilansujące w rozumieniu art. 2 pkt 3 rozporządzenia 2017/2195;

43)

usługi systemowe - usługi świadczone na rzecz operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego niezbędne do zapewnienia przez tego operatora prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, niezawodności jego pracy i utrzymywania parametrów jakościowych energii elektrycznej;

44)

wirtualne miejsce dostarczania energii elektrycznej - miejsce dostarczania energii elektrycznej, w którym jest realizowana dostawa tej energii niepowiązana bezpośrednio z jej fizycznymi przepływami, której ilość jest wyznaczana, za pomocą algorytmów, na podstawie umowy sprzedaży energii elektrycznej albo umowy kompleksowej, będące jednocześnie wirtualnym miejscem odbioru tej energii;

45)

wyłączenie awaryjne - automatyczne lub ręczne wyłączenie urządzeń w przypadku zagrożenia bezpiecznej pracy urządzeń, instalacji lub sieci albo zagrożenia bezpieczeństwa osób, mienia lub środowiska;

46)

zakład wytwarzania energii - zakład wytwarzania energii w rozumieniu art. 2 pkt 6 rozporządzenia 2016/631;

47)

zapotrzebowanie sieci - zapotrzebowanie na moc odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej i dystrybucyjnej oraz bezpośrednio do urządzeń, instalacji lub sieci przedsiębiorstw energetycznych innych niż operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, powiększone o straty w sieci przesyłowej i dystrybucyjnej oraz pomniejszone o moc bezpośrednio dostarczaną przez moduły wytwarzania energii do odbiorców z pominięciem sieci należącej do innych przedsiębiorstw energetycznych;

48)

zasób - moduł wytwarzania energii, w tym instalację odnawialnego źródła energii w rozumieniu art. 3 pkt 20h ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, zwanej dalej „ustawą”, magazyn energii elektrycznej w rozumieniu art. 3 pkt 10k ustawy, instalację odbiorczą lub jednostkę odbiorczą, wraz z przyporządkowanymi im rzeczywistymi miejscami dostarczania energii elektrycznej.

Rozdział 2

Kryteria podziału na grupy podmiotów ubiegających się o przyłączenie oraz warunki przyłączenia do sieci

§ 3.

1.

Podmioty ubiegające się o przyłączenie do sieci dzieli się na grupy, zwane dalej „grupami przyłączeniowymi”, według następujących kryteriów:

1)

grupa przyłączeniowa I - podmioty, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kV;

2)

grupa przyłączeniowa II - podmioty, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym 110 kV;

3)

grupa przyłączeniowa III - podmioty, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, ale niższym niż 110 kV;

4)

grupa przyłączeniowa IV - podmioty, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym równym 1 kV lub niższym oraz mocy przyłączeniowej większej niż 40 kW;

5)

grupa przyłączeniowa V - podmioty, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym równym 1 kV lub niższym oraz mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kW;

6)

grupa przyłączeniowa VI - podmioty, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączane do sieci przez tymczasowe przyłącze, które będzie, na zasadach określonych w umowie o przyłączenie do sieci, zastąpione przyłączem docelowym, lub podmioty, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączane do sieci na czas określony, ale nie dłuższy niż rok.

2.

Napięcie znamionowe, o którym mowa w ust. 1, określa się w miejscu dostarczania energii elektrycznej.

§ 4.

1.

Z wyjątkiem przypadku, o którym mowa w art. 7 ust. 8d⁴ zdanie pierwsze ustawy, podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci, zwany dalej „wnioskodawcą”, składa wniosek o określenie warunków przyłączenia w przedsiębiorstwie energetycznym zajmującym się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, do którego sieci ubiega się o przyłączenie.

2.

Warunki przyłączenia określają w szczególności:

1)

miejsce przyłączenia;

2)

nieruchomość, obiekt lub lokal, do których energia elektryczna ma być dostarczana lub z których ma być odbierana;

3)

miejsce rozgraniczenia własności sieci przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej i urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, którego urządzenia, instalacje lub sieci będą przyłączane;

4)

miejsce dostarczania energii elektrycznej;

5)

moc przyłączeniową;

6)

rodzaj przyłącza;

7)

zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem;

8)

dane znamionowe urządzeń, instalacji i sieci oraz dopuszczalne graniczne parametry ich pracy;

9)

dopuszczalny poziom zmienności parametrów technicznych energii elektrycznej;

10)

miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego;

11)

wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego i sposobu pozyskiwania danych z systemu pomiarowego;

12)

rodzaj i usytuowanie zabezpieczenia głównego, dane znamionowe oraz niezbędne wymagania w zakresie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i systemowej;

13)

dane umożliwiające określenie w miejscu przyłączenia wartości prądów:

a)

zwarć wielofazowych i czasów ich wyłączeń,

b)

zwarć doziemnych i czasów ich wyłączeń lub trwań;

14)

wymagany stopień skompensowania mocy biernej;

15)

wymagania w zakresie:

a)

dostosowania przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci do systemów sterowania dyspozytorskiego,

b)

przystosowania układu pomiarowo-rozliczeniowego do systemów zdalnego odczytu danych pomiarowych,

c)

zabezpieczenia sieci przed zakłóceniami elektrycznymi powodowanymi przez urządzenia, instalacje lub sieci podmiotu, którego urządzenia, instalacje lub sieci będą przyłączane,

d)

wyposażenia urządzeń, instalacji lub sieci niezbędnego do współpracy z siecią, do której ma nastąpić przyłączenie;

16)

możliwości dostarczania energii elektrycznej w warunkach odmiennych od standardowych;

17)

dane i informacje dotyczące sieci niezbędne w celu doboru systemu ochrony przed porażeniami w instalacji lub sieci podmiotu, którego instalacje lub sieci będą przyłączane;

18)

schemat elektryczny z zaznaczeniem miejsca przyłączenia oraz miejsca rozgraniczenia własności sieci przedsiębiorstwa energetycznego i urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, którego urządzenia, instalacje lub sieci będą przyłączane - w przypadku podmiotów zaliczanych do grupy przyłączeniowej I, II lub III.

3.

Przepis ust. 1 stosuje się odpowiednio w przypadku zwiększenia przez podmiot przyłączany lub przyłączony do sieci zapotrzebowania na moc przyłączeniową lub zmiany dotychczasowych warunków i parametrów technicznych pracy urządzeń, instalacji i sieci tych podmiotów.

4.

W przypadku przyłączenia do sieci przesyłowej miejsce:

1)

przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci,

2)

rozgraniczenia własności sieci przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem energii elektrycznej i urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu przyłączanego oraz

3)

dostarczania energii elektrycznej

- określa się w stacji elektroenergetycznej, chyba że przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem energii elektrycznej określi inne miejsce.

5.

Warunki przyłączenia wytwórcy energii elektrycznej lub posiadacza magazynu energii elektrycznej jako odbiorcy mocy i energii czynnej na potrzeby własne określają wymagania, dane i informacje, o których mowa w ust. 2, oraz wymagany stopień skompensowania mocy biernej podczas postoju wymagającego zasilania potrzeb własnych oraz wprowadzania przez wytwórcę energii elektrycznej lub posiadacza magazynu energii elektrycznej do sieci wyprodukowanej lub zmagazynowanej energii elektrycznej czynnej oraz podczas ładowania magazynu energii elektrycznej.

6.

Warunki przyłączenia do sieci dystrybucyjnej lub połączenia sieci dystrybucyjnych oraz zakres i warunki wykonania ekspertyzy, o której mowa w art. 7 ust. 8e ustawy, uzgadnia się z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego w przypadku:

1)

urządzeń, instalacji i sieci należących do podmiotów zaliczanych do grupy przyłączeniowej II;

2)

połączeń sieci krajowych i międzynarodowych o napięciu znamionowym 110 kV;

3)

instalacji odnawialnego źródła energii, należących do podmiotów zaliczanych do grupy przyłączeniowej III, o mocy zainstalowanej większej niż 2 MW.

7.

Na żądanie wnioskodawcy przedsiębiorstwo energetyczne przedstawia informacje o kryteriach sporządzenia ekspertyzy oraz wyniki ekspertyzy.

8.

Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada bezpośrednich połączeń z siecią przesyłową, albo przedsiębiorstwo energetyczne niebędące operatorem, w przypadku, o którym mowa w ust. 6, dokonują uzgodnień z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego za pośrednictwem operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, którego sieć dystrybucyjna posiada bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową, z którego siecią ten operator lub to przedsiębiorstwo są połączeni.

9.

Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada bezpośrednich połączeń z siecią przesyłową, oraz przedsiębiorstwo energetyczne niebędące operatorem, przed wydaniem warunków przyłączenia dla wytwórcy energii elektrycznej należącego do grupy przyłączeniowej III, IV lub V, uzgadniają je z operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, którego sieć dystrybucyjna posiada bezpośrednie połączenia z siecią przesyłową, z którego siecią ten operator lub to przedsiębiorstwo są połączeni.

10.

Przedsiębiorstwo energetyczne niebędące operatorem, przed wydaniem warunków przyłączenia dla podmiotu zaliczanego do grupy przyłączeniowej I lub II, uzgadnia je z operatorem, do którego sieci przedsiębiorstwo to jest przyłączone.

11.

Operatorzy dokonują uzgodnień, o których mowa w:

1)

ust. 6 i 10, w terminie nieprzekraczającym 45 dni od dnia złożenia dokumentacji dotyczącej warunków przyłączenia albo połączenia sieci;

2)

ust. 9, w terminie nieprzekraczającym 21 dni od dnia złożenia dokumentacji dotyczącej warunków przyłączenia.

12.

Przez przekazanie projektu warunków przyłączenia do uzgodnień, o których mowa w ust. 6, 9 lub 10, podmiot przekazujący potwierdza, że wnioskodawca złożył poprawny i kompletny wniosek o określenie warunków przyłączenia oraz spełnił wszystkie wymagania formalne, w szczególności obowiązek wniesienia zaliczki, o której mowa w art. 7 ust. 8a ustawy, a także że podmiot przekazujący otrzymał dokument, o którym mowa w art. 7 ust. 8d ustawy. Podmiot przekazujący informuje wnioskodawcę o przekazaniu do uzgodnień projektu warunków przyłączenia.

13.

Warunki przyłączenia są przekazywane wnioskodawcy wraz z projektem umowy o przyłączenie do sieci.

14.

W przypadku odmowy zawarcia umowy o przyłączenie, o której mowa w art. 7 ust. 1 ustawy, na żądanie wnioskodawcy przedsiębiorstwo energetyczne przedstawia informacje o działaniach, jakie muszą zostać podjęte w zakresie rozbudowy sieci, aby nastąpiło przyłączenie, wraz z określeniem kosztu opłaty za przyłączenie, o którym mowa w art. 7 ust. 9 ustawy. O powyższym uprawnieniu przedsiębiorstwo energetyczne informuje wnioskodawcę w powiadomieniu o odmowie przyłączenia.

dla urządzenia, instalacji lub sieci:

a)

opublikowano specyfikację warunków zamówienia w rozumieniu ustawy z dnia 11 września 2019 r. - Prawo zamówień publicznych dotyczącą modernizacji albo

b)

uzgodniono plany modernizacji z operatorem systemu elektroenergetycznego właściwym ze względu na miejsce przyłączenia, albo

c)

zatwierdzono projekt techniczny dotyczący modernizacji

- przy czym w tym przypadku wymagania stosuje się wyłącznie w zakresie parametrów lub cech urządzenia, instalacji lub sieci objętych tą modernizacją.

4.

Jeżeli urządzenie, instalacja lub sieć nie podlegają wymogom rozporządzenia 2016/631, rozporządzenia 2016/1388 ani rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1447 z dnia 26 sierpnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci określający wymogi dotyczące przyłączenia do sieci systemów wysokiego napięcia prądu stałego oraz modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego (Dz. Urz. UE L 241 z 08.09.2016, str. 1), zwanego dalej „rozporządzeniem 2016/1447”, nie stosuje się do nich wymagań technicznych określonych w części II załącznika nr 1 do niniejszego rozporządzenia.

wykaz nieruchomości, na których jest planowana budowa przyłączanych do sieci urządzeń, instalacji lub sieci, oraz obiektów lub lokali, w których jest planowana ich budowa, wraz z planem zabudowy albo szkicem sytuacyjnym określającym ich usytuowanie względem istniejącej sieci oraz sąsiednich nieruchomości, a w przypadku urządzeń lub instalacji lokalizowanych na polskim obszarze morskim - wskazanie współrzędnych geograficznych obszaru, na którym jest planowane ich usytuowanie.

§ 7.

1.

Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej określa wzór wniosku o określenie warunków przyłączenia oraz udostępnia ten wzór na swojej stronie internetowej w wersji edytowalnej umożliwiającej jego uzupełnienie w postaci elektronicznej.

2.

Wzór wniosku o określenie warunków przyłączenia do sieci dystrybucyjnej podmiotu zaliczanego do grupy przyłączeniowej I lub II określa co najmniej taki zakres informacji, jaki zawiera wzór wniosku ustalony przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego informuje na swojej stronie internetowej o każdej zmianie wzoru wniosku o określenie warunków przyłączenia.

3.

Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia modułu wytwarzania energii lub magazynu energii elektrycznej zawierają pouczenie o zasadach i terminie wniesienia zaliczki, o której mowa w art. 7 ust. 8a ustawy.

4.

Wzór wniosku o określenie warunków przyłączenia dla modułu parku energii zawiera wzór specyfikacji technicznych, o których mowa w § 6 ust. 3.

5.

Wzór wniosku zawiera informacje o możliwości rozstrzygnięcia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, zwanego dalej „Prezesem URE”, sporu w sprawie przyłączenia do sieci na podstawie art. 8 ust. 1 ustawy.

§ 8.

1.

Jeżeli wniosek o określenie warunków przyłączenia nie spełnia wymagań określonych odpowiednio dla danego rodzaju wniosku wskazanego w § 6 lub wymagań określonych w art. 7 ustawy lub został złożony niezgodnie ze wzorem, o którym mowa w § 7 ust. 1, przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej wzywa wnioskodawcę do usunięcia braków w terminie 14 dni od dnia otrzymania wezwania z pouczeniem, że nieusunięcie braków w wyznaczonym terminie spowoduje pozostawienie wniosku bez rozpoznania.

2.

W przypadku nieusunięcia braków w wyznaczonym terminie wniosek pozostawia się bez rozpoznania, o czym przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej informuje wnioskodawcę.

§ 9.

1.

Warunki połączenia koordynowanej sieci 110 kV między:

1)

operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych,

2)

operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego a urządzeniami, instalacjami lub sieciami zlokalizowanymi poza terytorium Rzeczypospolitej Polskiej

- określa umowa o połączenie; warunki te wymagają uzgodnienia z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

2.

Warunki połączenia, o których mowa w ust. 1 pkt 2, określa się, jeżeli dotyczą wyłącznie pracy w układach wydzielonych, przez wyodrębnienie modułów wytwarzania energii lub obszarów sieci dystrybucyjnej.

3.

Warunki połączenia sieci między niebędącymi operatorami przedsiębiorstwami energetycznymi zajmującymi się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej określa umowa o połączenie. Warunki te uzgadnia się z operatorem lub operatorami prowadzącymi ruch tych sieci, a w przypadku:

1)

braku takich operatorów - z operatorem lub operatorami sieci, z którą przedsiębiorstwa te są połączone;

2)

sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym - również z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

4.

Uzgodnień, o których mowa w ust. 1 i 3, dokonuje się w terminie nieprzekraczającym 60 dni od dnia złożenia dokumentów dotyczących połączenia sieci, określonych w umowie o połączenie.

Rozdział 3

Sposób prowadzenia obrotu energią elektryczną

§ 10.

Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzi obrót energią elektryczną na warunkach określonych w ustawie, koncesji, taryfie i umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej.

9)

prognozy zdolności przesyłowych na potrzeby wymiany międzysystemowej;

10)

zdolności przesyłowe na potrzeby wymiany międzysystemowej oferowane przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, a także prognozowaną oraz zrealizowaną wymianę międzysystemową;

11)

informacje o planowanych remontach i odstawieniach jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych oraz powykonawczo o ubytkach mocy tych jednostek;

12)

informacje o ofertach zintegrowanego procesu grafikowania i ofertach portfolio na moce bilansujące; informacje te podlegają anonimizacji.

§ 14.

1.

Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego może na wniosek posiadacza jednostki wytwórczej centralnie dysponowanej zmienić status modułu wytwarzania energii z jednostki wytwórczej centralnie dysponowanej na jednostkę wytwórczą centralnie koordynowaną albo zwolnić posiadacza tego modułu z określonego w § 19 ust. 7 obowiązku wskazania dostawcy usług bilansujących oraz z obowiązku podlegania pełnemu zakresowi dysponowania określonemu w § 20 ust. 4 pkt 1 w odniesieniu do jednostki grafikowej utworzonej z tego modułu. Zmieniając status modułu albo udzielając zwolnienia, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego bierze pod uwagę w szczególności:

1)

uwarunkowania technologiczne pracy modułu wytwarzania energii;

2)

datę uruchomienia, stan techniczny modułu wytwarzania energii i wielkość nakładów inwestycyjnych niezbędnych do spełnienia wymagań technologicznych dla jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych;

3)

znaczenie modułu wytwarzania energii dla bezpieczeństwa pracy systemu i bilansowania systemu elektroenergetycznego.

2.

Wniosek, o którym mowa w ust. 1, może być złożony już we wniosku o określenie warunków przyłączenia.

3.

Status modułu wytwarzania energii jako jednostki wytwórczej centralnie dysponowanej albo jednostki wytwórczej centralnie koordynowanej oraz zmianę statusu lub zwolnienie, o których mowa w ust. 1, uwzględnia się w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej.

4.

Odmowa uwzględnienia wniosku o zmianę statusu modułu wytwarzania energii lub zwolnienia z obowiązków określonych w § 19 ust. 7 i § 20 ust. 4 pkt 1 powinna zawierać uzasadnienie. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego powiadamia o odmowie wnioskodawcę oraz Prezesa URE.

§ 15.

1.

Określone w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej postanowienia dotyczące ilości przesyłanej energii elektrycznej uwzględniają:

1)

sposób określania i rozliczania niezbilansowania użytkownika systemu:

a)

na podstawie informacji o zakupionej lub sprzedanej energii elektrycznej przedstawiających zbiór danych określający ilości energii elektrycznej, poleceń operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego oraz rzeczywiście dostarczonej lub pobranej energii elektrycznej - oddzielnie dla poszczególnych okresów rozliczania niezbilansowania, albo

b)

według standardowego profilu zużycia energii elektrycznej oraz rzeczywiście dostarczonej lub pobranej energii elektrycznej;

2)

sposób zgłaszania informacji o umowach sprzedaży energii elektrycznej;

3)

w przypadku gdy umowa ta jest zawierana między:

a)

operatorem systemu elektroenergetycznego a wytwórcą energii elektrycznej lub posiadaczem magazynu energii elektrycznej - obowiązki stron wynikające z realizacji usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej w zakresie, o którym mowa w § 12 ust. 2, a także zasady korzystania w niezbędnym zakresie przez operatora z sieci, instalacji i urządzeń należących do wytwórcy energii elektrycznej lub posiadacza magazynu energii elektrycznej oraz miejsca rozgraniczania własności tych sieci, instalacji i urządzeń,

b)

operatorem systemu elektroenergetycznego a niebędącym operatorem przedsiębiorstwem energetycznym posiadającym koncesję na przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej - warunki świadczenia usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej dla odbiorców przyłączonych do sieci tego przedsiębiorstwa w zakresie, o którym mowa w § 12 ust. 2,

c)

operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego - warunki świadczenia usług przesyłania energii elektrycznej dla odbiorców znajdujących się na obszarze działania operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w zakresie, o którym mowa w § 12 ust. 2.

2.

Rozliczanie niezbilansowania użytkownika systemu prowadzi się dla poszczególnych grup przyłączeniowych:

1)

I-IV - na podstawie informacji, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lit. a;

2)

V - na podstawie informacji, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lit. b, z wyjątkiem użytkowników systemu posiadających liczniki zdalnego odczytu, których niezbilansowanie rozlicza się na podstawie informacji, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lit. a;

3)

VI - na podstawie informacji, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lit. a, z wyjątkiem użytkowników systemu przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV, nieposiadających liczników zdalnego odczytu, którzy są rozliczani na podstawie informacji, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lit. b.

§ 16.

Ruch sieciowy i eksploatacja sieci odbywają się zgodnie z instrukcją, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, opracowaną i udostępnianą przez właściwego operatora.

inne koszty związane z dostosowaniem lub brakiem możliwości dostosowania wielkości obowiązków mocowych, o których mowa w ustawie z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, jeżeli operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego zobowiązał się do ich pokrycia;

4)

utracone korzyści wynikające z wydłużenia z przyczyn niezależnych od wytwórcy energii elektrycznej ograniczenia dyspozycyjności względem długości pierwotnie zgłoszonego ograniczenia dyspozycyjności.

§ 18.

1.

Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego zapewnia dostęp do połączeń międzysystemowych, w zakresie posiadanych zdolności przesyłowych, na warunkach uzgodnionych z operatorami systemów przesyłowych państw sąsiadujących z terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, z wykorzystaniem mechanizmu udostępniania zdolności przesyłowych spełniającego wymagania niedyskryminacji i przejrzystości.

2.

W odniesieniu do udostępniania zdolności przesyłowych połączeń międzysystemowych łączących Rzeczpospolitą Polską z innymi państwami członkowskimi Unii Europejskiej stosuje się w szczególności zasady wynikające z przepisów:

1)

rozporządzenia 2015/1222,

2)

rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1719 z dnia 26 września 2016 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące długoterminowej alokacji zdolności przesyłowych (Dz. Urz. UE L 259 z 27.09.2016, str. 42, z późn. zm.) ,

3)

rozporządzenia 2017/2195,

4)

rozporządzenia 2019/943 i przepisów wydanych na podstawie art. 59 i art. 61 tego rozporządzenia

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 prowadzonym 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.

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.

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.

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.

7)

- 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.

Zgłoszenia programów pracy dla jednostek grafikowych uwzględniają ograniczenia systemowe dostarczania energii elektrycznej, w tym:

1)

określone przez dostawcę usług bilansujących ograniczenia wynikające z technicznych parametrów pracy zasobów wchodzących w skład jednostek grafikowych, w tym warunków pracy zakładu wytwarzania energii w odniesieniu do zgłoszeń grafików obciążenia oraz zgłoszeń grafików rezerw mocy;

2)

opublikowane przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego do godz. 7.30 doby d-1 ograniczenia, o których mowa w § 34 ust. 2, w odniesieniu do zgłoszeń grafików rezerw mocy.

2.

Programy obciążenia składane dla jednostek wytwórczych centralnie koordynowanych uwzględniają ograniczenia systemowe dostarczania energii elektrycznej, w tym określone przez wytwórcę energii elektrycznej ograniczenia wynikające z technicznych parametrów pracy tych jednostek oraz warunków pracy zakładu wytwarzania energii.

§ 32.

1.

Operator systemu elektroenergetycznego publikuje i aktualizuje informacje o technicznych warunkach pracy tego systemu oraz wymagania dotyczące dyspozycyjności modułów wytwarzania energii, o których mowa w § 17.

2.

Informacje, o których mowa w ust. 1, zawierają wykaz ograniczeń sieciowych, wraz z przyczynami ich występowania.

§ 33.

1.

Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego prowadzi planowanie koordynacyjne systemu elektroenergetycznego przez opracowywanie i aktualizowanie:

1)

planów koordynacyjnych dostępnych zasobów systemu, obejmujących w szczególności:

a)

prognozowane zapotrzebowanie sieci,

b)

wymagane rezerwy mocy i prognozowane nadwyżki mocy dostępne dla operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, a także prognozowaną niedyspozycyjność wynikającą z ograniczeń sieciowych,

c)

prognozowaną moc dyspozycyjną modułów wytwarzania energii i magazynów energii elektrycznej świadczących usługi bilansujące oraz prognozowaną produkcję energii elektrycznej w innych modułach wytwarzania energii i magazynach energii elektrycznej,

d)

prognozowaną wymianę międzysystemową,

e)

prognozowaną dostępność mocy wynikającą z funkcjonowania rynku mocy, o którym mowa w ustawie z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy;

2)

planów koordynacyjnych wykorzystania zasobów systemu, obejmujących w szczególności:

a)

najbardziej aktualne dostępne dane na temat wielkości wymienionych w pkt 1 lit. b-e,

b)

prognozowane zapotrzebowanie na moc krajowego systemu elektroenergetycznego,

c)

planowaną wielkość wytwarzania energii elektrycznej w modułach wytwarzania energii i magazynach energii elektrycznej świadczących usługi bilansujące, sporządzanych zgodnie ze szczegółowym zakresem i zasadami określonymi w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy.

2.

Użytkownik systemu przekazuje operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego dane niezbędne do opracowania i aktualizacji planów, o których mowa w ust. 1, a także stosowne aktualizacje tych danych, zgodnie z zakresem wymiany danych z operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych i ze znaczącymi użytkownikami sieci, o których mowa w art. 40 ust. 5 rozporządzenia 2017/1485.

§ 34.

1.

Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego do godz. 14.30 w dniu d-2 publikuje informacje o stanie sieci przesyłowej i koordynowanej sieci 110 kV dotyczące doby d, w szczególności:

1)

prognozowanego zapotrzebowania sieci;

2)

prognozowanego wytwarzania energii elektrycznej przez poszczególne grupy zasobów;

3)

prognozowanej mocy dyspozycyjnej w krajowym systemie elektroenergetycznym;

4)

prognozowanej wymiany międzysystemowej;

5)

planowanych ograniczeń dyspozycyjności modułów wytwarzania energii i odstawień modułów wytwarzania energii;

6)

prognozowanych ograniczeń sieciowych oraz węzłów sieci lub grupy węzłów sieci, których te ograniczenia dotyczą, wraz ze wskazaniem minimalnej liczby dyspozycyjnych modułów wytwarzania energii w danym węźle sieci lub danej grupie węzłów sieci oraz minimalnej mocy dyspozycyjnej modułów wytwarzania energii w danym węźle sieci lub danej grupie węzłów sieci;

7)

przewidywanej nadwyżki mocy dostępnej dla operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego;

8)

dostępności mocy wynikającej z funkcjonowania rynku mocy, o którym mowa w ustawie z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy.

2.

Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego nie później niż do godz. 7.30 w dniu d-1, na potrzeby świadczenia usług bilansujących, publikuje informacje o ograniczeniach dla doby d w zakresie minimalnych i maksymalnych możliwości wytwarzania energii elektrycznej oraz maksymalnych możliwych do świadczenia wielkości mocy bilansujących, w poszczególnych węzłach sieci lub grupach węzłów sieci, wynikających z warunków technicznych pracy sieci elektroenergetycznej.

3.

Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego nie później niż do godz. 17.00 w dniu d-1 publikuje informacje o stanie systemu przesyłowego elektroenergetycznego dotyczące doby d, w szczególności:

1)

prognozowanego wytwarzania energii elektrycznej przez poszczególne grupy zasobów;

2)

prognozowanego zapotrzebowania sieci i zapotrzebowania na moc krajowego systemu elektroenergetycznego;

3)

prognozowanej wymiany międzysystemowej;

4)

prognozowanego stanu zakontraktowania krajowego systemu elektroenergetycznego;

5)

cen i wielkości zakupionych mocy bilansujących;

6)

prognozowanej wielkości rezerwy operacyjnej.

4.

Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego nie później niż w dniu d+2 publikuje informacje o stanie systemu przesyłowego elektroenergetycznego dotyczące doby d, dotyczące w szczególności:

1)

zapotrzebowania na moc w krajowym systemie elektroenergetycznym;

2)

wytwarzania energii elektrycznej przez poszczególne grupy zasobów;

3)

mocy dyspozycyjnej w krajowym systemie elektroenergetycznym;

4)

wymiany międzysystemowej;

5)

stanu zakontraktowania krajowego systemu elektroenergetycznego;

6)

cen i wielkości mocy bilansujących;

7)

cen i wielkości rezerwy operacyjnej;

8)

cen i ilości energii bilansującej;

9)

cen i wielkości niezbilansowania.

§ 35.

1.

Obowiązek zakupu usług systemowych, o którym mowa w art. 9c ust. 2 pkt 8 ustawy, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego realizuje, w szczególności dokonując zakupu mocy bilansujących, usługi udziału w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej, usługi pracy kompensatorowej, usług systemowych w zakresie interwencyjnej dostawy mocy czynnej lub usług w zakresie generacji wymuszonej względami systemowymi.

2.

W warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195, lub w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego:

1)

określa katalog usług systemowych;

2)

może określić zasady nabywania, świadczenia i rozliczania usług systemowych.

3.

W przypadku gdy dokumenty, o których mowa w ust. 2, nie określają zasad nabywania, świadczenia i rozliczania usług systemowych, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego określa te zasady w umowie z właścicielem zasobu albo podmiotem przez niego upoważnionym świadczącym daną usługę systemową.

modułów wytwarzania energii,

c)

magazynów energii elektrycznej.

2.

Dane i informacje, o których mowa w ust. 1, dotyczą stanu istniejącego i prognozowanego.

synchronizacji i odstawiania jednostek wytwórczych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy;

4)

zakresu i sposobu przekazywania danych o sieci przesyłowej elektroenergetycznej i urządzeniach wytwórcy energii elektrycznej;

5)

harmonogramów testów oraz raportów z ich realizacji zgodnie z planem testów opracowanym na podstawie art. 43 ust. 2 rozporządzenia 2017/2196.

1.

W celu zapewnienia prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz niezawodnej pracy tego systemu podmiot, którego urządzenia lub instalacje są przyłączone do sieci:

1)

utrzymuje należące do niego sieci i wewnętrzne instalacje zasilające i odbiorcze w należytym stanie technicznym;

2)

dostosowuje instalacje, o których mowa w pkt 1, do zmienionych warunków funkcjonowania sieci, o których został poinformowany zgodnie z § 49 pkt 5;

3)

niezwłocznie informuje przedsiębiorstwo energetyczne o zauważonych wadach lub usterkach w pracy sieci i w układach pomiarowo-rozliczeniowych, a także o powstałych przerwach w dostarczaniu energii elektrycznej lub niewłaściwych jej parametrach;

4)

bez uzgodnienia z operatorem systemu elektroenergetycznego nie może dokonać odłączenia zasilania od rzeczywistego miejsca dostarczania energii elektrycznej i pozbawić napięcia układ pomiarowo-rozliczeniowy.

2.

Operator systemu elektroenergetycznego oraz użytkownik systemu, w celu zapewnienia prawidłowego funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego, wdrażają środki w obiektach ujętych w planie obrony systemu i planie odbudowy opracowanych na podstawie art. 11 i art. 23 rozporządzenia 2017/2196.

3.

Obiekty, o których mowa w ust. 2, obejmują w szczególności:

1)

rozdzielnie będące własnością operatora systemu przesyłowego;

2)

rozdzielnie, do których są przyłączone moduły wytwarzania energii ujęte w wykazie, o którym mowa w art. 11 pkt 4 lit. c lub art. 23 pkt 4 lit. c rozporządzenia 2017/2196;

3)

inne rozdzielnie niezbędne do właściwego przeprowadzenia procesu odbudowy systemu elektroenergetycznego określone w drodze uzgodnienia między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;

4)

moduły wytwarzania energii ujęte w wykazie, o którym mowa w art. 11 pkt 4 lit. c lub art. 23 pkt 4 lit. c rozporządzenia 2017/2196.

4.

Układ SCO instaluje:

1)

operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego,

2)

odbiorca przyłączony do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym, na swoich instalacjach zasilających urządzenia odbiorcze

wpływie wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej w poprzednim roku na środowisko w zakresie wielkości emisji dwutlenku węgla, dwutlenku siarki, tlenków azotu, pyłów i radioaktywnych odpadów,

b)

przedsięwzięciach służących poprawie efektywności energetycznej w rozumieniu ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej dotyczących urządzeń i instalacji wykorzystujących energię elektryczną,

c)

charakterystykach technicznych efektywnych energetycznie urządzeń, takich jak urządzenia AGD i RTV, urządzenia biurowe oraz oświetlenie

dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego (o rzędach od 2 do 50) powinno być mniejsze lub równe wartościom określonym w poniższej tabeli:


Harmoniczne nieparzyste				Harmoniczne parzyste
niebędące krotnością 3		będące krotnością 3		rząd harmonicznej [h]	wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej [uh]
rząd harmonicznej [h]	wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej [uh]	rząd harmonicznej [h]	wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej [uh]	rząd harmonicznej [h]
5	2%	3	2%	2	1,5%
7	2%	9	1%	4	1%
11	1,5%	15	0,5%	>4	0,5%
13	1,5%	>15	0,5%
17	1%
19	1%
23	0,7%
25	0,7%
>25	0,2 + 0,5 · 25/h

2.

Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I i II parametry jakościowe energii elektrycznej dostarczanej z sieci, o których mowa w ust. 1, mogą być zastąpione w całości lub w części innymi parametrami jakościowymi tej energii określonymi przez strony w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej.

3.

Operator systemu elektroenergetycznego zapewnia utrzymanie parametrów napięcia zasilającego w granicach określonych w ust. 1 pod warunkiem, że:

1)

użytkownik systemu pobiera z niej lub wprowadza do niej moc czynną równą mocy umownej lub mniejszą;

2)

moc bierna pobierana z sieci lub wprowadzana do sieci przez użytkownika systemu nie przekracza granicznych wartości określonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej;

3)

użytkownik systemu wypełnia zobowiązania dotyczące regulacji mocy biernej i napięcia określone w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej.

4.

Moduł wytwarzania energii przyłączony do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym spełnia następujące wymagania:

1)

nie może powodować szybkich zmian napięcia (RVC) zgodnie z wartościami określonymi w poniższej tabeli, przy czym podane wymagania dotyczą również przypadków rozruchu i wyłączeń:


Lp.	Przedział wartości RVC	Maksymalna dopuszczalna liczba i częstość występowania zdarzeń RVC
1	0,5% ≤ RVC < 1,5%	100/godz.
2	1,5% ≤ RVC < 3,0%	10/godz.
3	3,0% ≤ RVC	0

2)

jego udział w całkowitych wahaniach napięcia w punkcie przyłączenia, mierzony przyrostem wartości krótkookresowego współczynnika migotania światła (Pst) i długookresowego współczynnika migotania światła (Plt) ponad wartość tła nie przekracza wartości określonych w poniższej tabeli:


Lp.	Napięcie znamionowe sieci	(Pst)	(Plt)
1	≥ 220 kV	0,30	0,20
2	110 kV	0,35	0,25

3)

nie powoduje w miejscu przyłączenia obecności harmonicznych napięcia (o rzędach od 2 do 50) o wartościach większych niż 50% wartości granicznych określonych w tabeli w ust. 1 pkt 4;

4)

spełnia podane wartości wahań napięcia oraz harmonicznych napięcia przez 99% czasu w każdym tygodniu;

5)

wartość maksymalna całkowitego współczynnika odkształcenia wyższymi harmonicznymi napięcia zasilającego (THD), uwzględniającego wyższe harmoniczne do rzędu 50, w miejscu przyłączenia do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym jest równa 1,5% lub mniejsza.

5.

Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych III-V ustala się następujące parametry jakościowe energii elektrycznej - w przypadku sieci funkcjonującej bez zakłóceń:

1)

wartość średnia częstotliwości mierzonej przez 10 s zawiera się w przedziale:

a)

50 Hz ± 1% (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5% tygodnia,

b)

50 Hz + 4% / - 6% (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100% tygodnia;

2)

w każdym tygodniu 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego zawiera się w przedziale odchyleń ±10% napięcia znamionowego;

3)

przez 95% czasu w każdym tygodniu wskaźnik długookresowego migotania światła (Plt) spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie może być większy niż 1;

4)

w każdym tygodniu 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych:

a)

składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego zawiera się w przedziale od 0% do 2% wartości składowej kolejności zgodnej,

b)

dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego (o rzędach od 2 do 50) powinno być mniejsze lub równe wartościom określonym w poniższej tabeli:


Harmoniczne nieparzyste				Harmoniczne parzyste
niebędące krotnością 3		będące krotnością 3		rząd harmonicznej [h]	wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej [uh]
rząd harmonicznej [h]	wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej [uh]	rząd harmonicznej [h]	wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej [uh]	rząd harmonicznej [h]
5	6%	3	5%	2	2%
7	5%	9	1,5%	4	1%
11	3,5%	15	0,5%	>4	0,5%
13	3%	>15	0,5%
17	2%
19	1,5
23	1,5%
25	1,5%
>25	0,5 + 25 / h

5)

w każdym tygodniu wartość maksymalna ze zbioru 10-minutowych średnich wartości współczynnika odkształcenia wyższymi harmonicznymi napięcia zasilającego (THD), uwzględniającego wyższe harmoniczne do rzędu 50, jest mniejsza lub równa 8%.

6.

Przedsiębiorstwo energetyczne, do którego sieci są przyłączeni odbiorcy, może dla poszczególnych grup przyłączeniowych ustalić w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, dopuszczalne poziomy zaburzeń parametrów jakościowych energii elektrycznej niepowodujących pogorszenia parametrów określonych w ust. 1 i 5 albo ustalonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej, a także wskazać właściwe normy dotyczące kompatybilności elektromagnetycznej dla urządzeń, instalacji i sieci przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym do 0,4 kV.

7.

Napięcie znamionowe sieci niskiego napięcia odpowiada wartości 230/400 V.

8.

Dla grupy przyłączeniowej VI parametry jakościowe energii elektrycznej dostarczanej z sieci określa umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa.

9.

Operator systemu elektroenergetycznego zapewnia utrzymanie parametrów napięcia zasilającego w granicach określonych w ust. 5 pod warunkiem, że:

1)

użytkownik systemu pobiera z sieci lub wprowadza do sieci moc czynną równą mocy umownej lub mniejszą;

2)

3)

§ 46.

1.

Przez współczynnik odkształcenia wyższymi harmonicznymi napięcia zasilającego (THD), o którym mowa w § 45 ust. 1 pkt 5 oraz ust. 5 pkt 5, należy rozumieć współczynnik określający łącznie wyższe harmoniczne napięcia [uh] obliczany według wzoru:

\( THD = \sqrt {\sum\limits_{h = 2}^{50} {(u_h )^2 } } \)

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

THD - współczynnik odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego,

u_h - wartość względną napięcia w procentach składowej podstawowej,

h - rząd wyższej harmonicznej.

2.

Przez wskaźnik długookresowego migotania światła (Plt), o którym mowa w § 45 ust. 1 pkt 3, ust. 4 pkt 2 oraz ust. 5 pkt 3, należy rozumieć wskaźnik obliczany na podstawie sekwencji 12 kolejnych wartości wskaźników krótkookresowego migotania światła (Pst) mierzonych przez 10 min. występujących w okresie 2 godz., według wzoru:

\( P_{lt} = \root 3 \of {\sum\limits_{i = 1}^{12} {{{P_{sti}^3 } \over {12}}} } \)

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Plt - wskaźnik długookresowego migotania światła,

Pst - wskaźnik krótkookresowego migotania światła,

i - sekwencję wartości Pst.

przerw nieplanowanych - 48 godz.

§ 48.

1.

Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego, w terminie do dnia 31 marca każdego roku, publikuje na swojej stronie internetowej wartości wskaźników dotyczących czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej wyznaczone dla poprzedniego roku:

1)

wskaźnik:

a)

energii elektrycznej niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny (ENS), wyrażony w MWh na rok, stanowiący sumę iloczynów mocy niedostarczonej wskutek przerwy i czasu trwania tej przerwy, obejmujący przerwy krótkie, długie i bardzo długie, z uwzględnieniem przerw katastrofalnych i bez uwzględnienia tych przerw,

b)

średniego czasu trwania przerwy w systemie przesyłowym elektroenergetycznym (AIT), wyrażony w minutach na rok, stanowiący iloczyn liczby 60 i wskaźnika energii niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny (ENS) podzielony przez średnią moc dostarczaną przez system przesyłowy elektroenergetyczny wyrażoną w MW; średnią moc dostarczaną przez system przesyłowy elektroenergetyczny stanowi energia elektryczna dostarczona przez ten system w danym roku wyrażona w MWh podzielona przez liczbę godzin w danym roku

- wyznaczone dla systemu przesyłowego elektroenergetycznego oraz oddzielnie dla każdego poziomu napięcia w tym systemie;

2)

wskaźnik:

a)

przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (SAIDI), wyrażony w minutach na odbiorcę na rok, stanowiący sumę iloczynów czasu jej trwania i liczby odbiorców narażonych na skutki tej przerwy w danym roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców,

b)

przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich (SAIFI), stanowiący iloraz liczby odbiorców narażonych na skutki wszystkich przerw tego rodzaju w danym roku i łącznej liczby obsługiwanych odbiorców

- wyznaczone oddzielnie dla przerw planowanych i nieplanowanych, z uwzględnieniem przerw katastrofalnych oraz bez uwzględnienia tych przerw;

3)

wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich (MAIFI), stanowiący iloraz liczby odbiorców narażonych na skutki wszystkich przerw krótkich w danym roku i łącznej liczby obsługiwanych odbiorców.

2.

Dla każdego wskaźnika, o którym mowa w ust. 1 pkt 2 i 3, podaje się liczbę obsługiwanych odbiorców przyjętą do jego wyznaczenia.

3.

Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, w terminie do dnia 31 marca każdego roku, publikuje na swojej stronie internetowej wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej wyznaczone dla poprzedniego roku, na zasadach określonych w ust. 1 pkt 2 i 3.

4.

Dla każdego z wskaźników, o których mowa w ust. 3, podaje się liczbę obsługiwanych odbiorców przyjętą do jego wyznaczenia.

§ 49.

Przedsiębiorstwo energetyczne w zakresie standardów jakościowych obsługi odbiorców:

1)

przyjmuje od odbiorców przez całą dobę zgłoszenia i reklamacje dotyczące dostarczania energii elektrycznej z sieci;

2)

bezzwłocznie przystępuje do usuwania zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej spowodowanych nieprawidłową pracą sieci;

3)

udziela odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie wznowienia dostarczania energii elektrycznej przerwanego z powodu awarii w sieci;

4)

powiadamia z co najmniej 5-dniowym wyprzedzeniem o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej w formie:

a)

ogłoszeń prasowych, internetowych, komunikatów radiowych lub telewizyjnych lub w inny sposób zwyczajowo przyjęty na danym terenie - odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV,

b)

indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocą innego środka komunikowania się - odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV,

c)

wiadomości wysyłanych na adres poczty elektronicznej, jeżeli odbiorca udostępnił ten adres przedsiębiorstwu energetycznemu w umowie, lub w sposób określony w umowie;

5)

informuje na piśmie lub w inny sposób określony w umowie z co najmniej:

a)

tygodniowym wyprzedzeniem - odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV o zamierzonej zmianie nastawień w automatyce zabezpieczeniowej i innych parametrach mających wpływ na współpracę ruchową z siecią,

b)

rocznym wyprzedzeniem - odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym równym 1 kV lub niższym o konieczności dostosowania urządzeń i instalacji do zmienionego napięcia znamionowego, podwyższonego poziomu prądów zwarcia, zmiany rodzaju przyłącza lub innych warunków funkcjonowania sieci,

c)

3-letnim wyprzedzeniem - odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV o konieczności dostosowania urządzeń i instalacji do zmienionego napięcia znamionowego, podwyższonego poziomu prądów zwarcia lub zmianie innych warunków funkcjonowania sieci;

6)

odpłatnie podejmuje stosowne czynności w sieci w celu umożliwienia bezpiecznego wykonania, przez odbiorcę lub inny podmiot, prac w obszarze oddziaływania tej sieci;

7)

nieodpłatnie udziela informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych taryf;

8)

rozpatruje wnioski lub reklamacje odbiorcy w sprawie rozliczeń i udziela odpowiedzi nie później niż w terminie 14 dni od dnia złożenia wniosku lub zgłoszenia reklamacji, chyba że w umowie między stronami określono inny termin, z wyłączeniem spraw określonych w pkt 9, które są rozpatrywane w terminie 14 dni od zakończenia stosownych kontroli i pomiarów;

9)

na wniosek odbiorcy dokonuje sprawdzenia dotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej dostarczanej z sieci określonych w § 45 ust. 1 i 5, albo ustalonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej, przez wykonanie odpowiednich pomiarów; w przypadku zgodności zmierzonych parametrów jakościowych energii elektrycznej z parametrami określonymi w § 45 ust. 1 i 5 albo ustalonymi w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej, koszty sprawdzenia i pomiarów ponosi odbiorca na zasadach określonych w taryfie przedsiębiorstwa energetycznego;

10)

na pisemny wniosek odbiorcy, po rozpatrzeniu i uznaniu jego zasadności, udziela bonifikaty w wysokości określonej w taryfie przedsiębiorstwa energetycznego za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej określonych w § 45 ust. 1 i 5 albo ustalonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej;

11)

niezwłocznie przekazuje odbiorcy protokoły z czynności określonych w pkt 6 lub 9.

§ 50.

1.

Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, na żądanie odbiorcy, dokonuje sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego nie później niż w terminie 14 dni od dnia zgłoszenia żądania.

2.

Odbiorca lub operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego ma prawo żądać laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego. Badania laboratoryjne przeprowadza się w terminie 14 dni od dnia zgłoszenia żądania.

3.

Podmiot niebędący właścicielem układu pomiarowo-rozliczeniowego pokrywa koszty sprawdzenia prawidłowości działania tego układu oraz badania laboratoryjnego tylko w przypadku, gdy nie stwierdzono nieprawidłowości w działaniu elementów układu pomiarowo-rozliczeniowego.

4.

W terminie 30 dni od dnia otrzymania wyniku badania laboratoryjnego odbiorca może zlecić wykonanie dodatkowej ekspertyzy badanego uprzednio układu pomiarowo-rozliczeniowego. Przedsiębiorstwo energetyczne umożliwia przeprowadzenie takiej ekspertyzy.

5.

Koszty ekspertyzy, o której mowa w ust. 4, pokrywa odbiorca.

6.

W przypadku stwierdzenia nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowo-rozliczeniowego, z wyłączeniem nielegalnego poboru energii elektrycznej, przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej zwraca koszty, o których mowa w ust. 3 i 5, a także informuje sprzedawcę o korekcie:

1)

danych pomiarowo-rozliczeniowych lub innych danych wpływających na dokonywane przez sprzedawcę rozliczenia;

2)

należności za usługę dystrybucji energii elektrycznej świadczonej na podstawie umowy kompleksowej.

7.

W przypadku wymiany układu pomiarowo-rozliczeniowego w trakcie dostarczania energii elektrycznej, a także po zakończeniu jej dostarczania przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej wydaje odbiorcy, nie później niż w terminie 14 dni od dnia zakończenia okresu rozliczeniowego, w którym nastąpił demontaż, dokument zawierający dane identyfikujące układ pomiarowo-rozliczeniowy i stan wskazań licznika w chwili demontażu.

Rozdział 11

Przepisy przejściowe i końcowe

§ 51.

1.

Warunki przyłączenia dla obiektów istniejących, o których mowa w art. 4 ust. 1 i 2 rozporządzenia 2016/631, art. 4 ust. 1 i 2 rozporządzenia 2016/1388 oraz art. 4 ust. 1 i 2 rozporządzenia 2016/1447, określone przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia obowiązują przez czas w nich oznaczony.

2.

Warunki przyłączenia dla obiektów podlegającym wymogom rozporządzenia 2016/631 na podstawie art. 3 ust. 1 tego rozporządzenia, wymogom rozporządzenia 2016/1388 na podstawie art. 3 ust. 1 tego rozporządzenia lub wymogom rozporządzenia 2016/1447 na podstawie art. 3 ust. 1 tego rozporządzenia oraz dla obiektów modernizowanych zgodnie z procedurą określoną w art. 4 ust. 1 lit. a rozporządzenia 2016/631, art. 4 ust. 1 lit. a rozporządzenia 2016/1388 lub art. 4 ust. 1 lit. a rozporządzenia 2016/1447 określone przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia obowiązują przez czas w nich oznaczony.

§ 52.

1.

W przypadku gdy wytwórca energii elektrycznej lub posiadacz innego zasobu przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia aktywnie uczestniczyli w bilansowaniu systemu w rozumieniu przepisów rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. poz. 623, z 2008 r. poz. 178 i 1005, z 2020 r. poz. 2026 oraz z 2022 r. poz. 2007):

1)

ten wytwórca energii elektrycznej lub ten posiadacz zasobu nie mają obowiązku przechodzić procesu kwalifikacji wstępnej, o którym mowa w § 20 ust. 6 niniejszego rozporządzenia, w odniesieniu do zasobu, którego dotyczyło aktywne uczestnictwo w bilansowaniu systemu, i do zakresu usług bilansujących świadczonego dotychczas przy pomocy tego zasobu;

2)

dostawca usług bilansujących wskazany przez tego wytwórcę lub tego posiadacza zasobu nie ma obowiązku występowania z wnioskiem o utworzenie jednostki grafikowej w odniesieniu do zasobu, którego dotyczy zwolnienie z obowiązku przejścia procesu kwalifikacji wstępnej, o którym mowa w § 20 ust. 6 niniejszego rozporządzenia.

2.

W odniesieniu do:

1)

użytkownika systemu posiadającego jednostkę wytwórczą centralnie dysponowaną, który przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia w odniesieniu do tej jednostki nie uczestniczył w bilansowaniu systemu w rozumieniu przepisów rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,

2)

użytkownika systemu, któremu przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wydano warunki przyłączenia do sieci przesyłowej modułu wytwarzania energii innego niż moduł wytwarzania energii cieplny kondensacyjny lub moduł wytwarzania energii elektrowni szczytowo-pompowej, a który przed tą datą nie przyłączył się do sieci

- obowiązek wskazania dostawcy usług bilansujących określony w § 19 ust. 7 niniejszego rozporządzenia oraz obowiązek podlegania pełnemu zakresowi dysponowania określony w § 20 ust. 4 pkt 1 niniejszego rozporządzenia mają zastosowanie od dnia 1 stycznia 2026 r.

3.

Przepisy ust. 2 nie pozbawiają użytkownika systemu prawa do wystąpienia przed dniem 1 stycznia 2026 r. z wnioskiem o zmianę statusu tej jednostki na podstawie § 14 ust. 1.

4.

Obowiązki określone w § 11 i § 12 ust. 3 pkt 5 wykonuje się do dnia uruchomienia centralnego systemu informacji rynku energii, o którym mowa w art. 3 pkt 69 ustawy. Od dnia uruchomienia centralnego systemu informacji rynku energii dane udostępnia się lub przekazuje się zgodnie z przepisami rozdziału 2d ustawy.

§ 53.

1.

Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego przedkłada Prezesowi URE do zatwierdzenia warunki dotyczące bilansowania zgodne z przepisami niniejszego rozporządzenia oraz art. 18 rozporządzenia 2017/2195, nie później niż w terminie czterech miesięcy od dnia wejścia w życie niniejszego rozporządzenia.

2.

Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego przedkłada Prezesowi URE do zatwierdzenia instrukcję, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, zgodną z przepisami rozporządzenia nie później niż w terminie czterech miesięcy od dnia uprawomocnienia się decyzji o zatwierdzeniu warunków dotyczących bilansowania, o których mowa w ust. 1.

3.

Operatorzy systemów elektroenergetycznych, sprzedawcy, odbiorcy, wytwórcy energii elektrycznej oraz posiadacze magazynów energii elektrycznej dostosowują zawarte umowy o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej do przepisów rozporządzenia, warunków dotyczących bilansowania, o których mowa w ust. 1, oraz instrukcji, o której mowa w ust. 2, w terminie zapewniającym obowiązywanie zmian umów na dzień wejścia w życie odpowiednio warunków dotyczących bilansowania, o których mowa w ust. 1, oraz instrukcji, o której mowa w ust. 2.

4.

Do dnia wejścia w życie warunków dotyczących bilansowania, o których mowa w ust. 1, opracowanych przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi jest prowadzone na podstawie warunków dotyczących bilansowania i instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, zgodnych z przepisami rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, a operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego prowadzi rozliczenia zgodnie z tymi dokumentami.

5.

Do dnia wejścia w życie instrukcji, o której mowa w ust. 2, opracowanej przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego zgodnie z ust. 2, obowiązuje instrukcja zgodna z przepisami rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.

§ 54.

Dla urządzeń, instalacji i sieci będących obiektami istniejącymi w rozumieniu art. 4 ust. 1 i 2 rozporządzenia 2016/631, art. 4 ust. 1 i 2 rozporządzenia 2016/1388 oraz art. 4 ust. 1 i 2 rozporządzenia 2016/1447, w zakresie wymagań technicznych, o których mowa w § 5 ust. 1 niniejszego rozporządzenia, stosuje się przepisy załącznika nr 1 do rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz instrukcję, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, opracowaną przez operatora systemu elektroenergetycznego właściwego ze względu na miejsce przyłączenia.

§ 55.

Dla urządzeń, instalacji i sieci niewymienionych w § 5 ust. 3 niniejszego rozporządzenia stosuje się przepisy załącznika nr 1 do rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (w brzmieniu z dnia 16 listopada 2020 r., Dz. U, poz. 2026) oraz instrukcję, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy.

§ 56.

Wytwórca energii elektrycznej oraz posiadacz magazynu energii elektrycznej utrzymują zdolności techniczne w ramach obrony i odbudowy systemu posiadane przez moduły wytwarzania energii lub magazyny energii elektrycznej przed dniem wejścia w życie rozporządzenia.

§ 57.

Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia.

Minister Klimatu i Środowiska kieruje działem administracji rządowej - energia, na podstawie § 1 ust. 2 pkt 1 rozporządzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 27 października 2021 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Klimatu i Środowiska (Dz. U. poz. 1949).

Niniejsze rozporządzenie służy stosowaniu: 1) rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (Dz. Urz. UE L 197 z 25.07.2015, str. 24, Dz. Urz. UE L 151 z 08.06.2016, str. 21, Dz. Urz. UE L 2 z 05.01.2018, str. 15 oraz Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24); 2) rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (Dz. Urz. UE L 112 z 27.04.2016, str. 1 oraz Dz. Urz. UE L 118 z 06.05.2019, str. 10); 3) rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1388 z dnia 17 sierpnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący przyłączenia odbioru (Dz. Urz. UE L 223 z 18.08.2016, str. 10); 4) rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1447 z dnia 26 sierpnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci określający wymogi dotyczące przyłączenia do sieci systemów wysokiego napięcia prądu stałego oraz modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego (Dz. Urz. UE L 241 z 08.09.2016, str. 1); 5) rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1719 z dnia 26 września 2016 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące długoterminowej alokacji zdolności przesyłowych (Dz. Urz. UE L 259 z 27.09.2016, str. 42 oraz Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24); 6) 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 oraz Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24); 7) rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 6, Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24 oraz Dz. Urz. UE L 147 z 30.05.2022, str. 27); 8) rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2196 z dnia 24 listopada 2017 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący stanu zagrożenia i stanu odbudowy systemów elektroenergetycznych (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 54 oraz Dz. Urz. UE L 31 z 01.02.2019, str. 108); 9) rozporządzenia 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 oraz Dz. Urz. UE L 152 z 03.06.2022, str. 45).

Niniejsze rozporządzenie zostało notyfikowane Komisji Europejskiej w dniu 15 grudnia 2022 r. pod numerem 2022/866/PL zgodnie z § 4 rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 23 grudnia 2002 r. w sprawie sposobu funkcjonowania krajowego systemu notyfikacji norm i aktów prawnych (Dz. U. poz. 2039 oraz z 2004 r. poz. 597), które wdraża postanowienia dyrektywy (UE) 2015/1535 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 9 września 2015 r. ustanawiającej procedurę udzielania informacji w dziedzinie przepisów technicznych oraz zasad dotyczących usług społeczeństwa informacyjnego (ujednolicenie) (Dz. Urz. UE L 241 z 17.09.2015, str. 1).

Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2022 r. poz. 1723, 2127, 2243, 2370 i 2687 oraz z 2023 r. poz. 295.

Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24 oraz Dz. Urz. UE L 147 z 30.05.2022, str. 27.

Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 151 z 08.06.2016, str. 21, Dz. Urz. UE L 2 z 05.01.2018, str. 15 oraz Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24.

Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 118 z 06.05.2019, str. 10.

Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 152 z 03.06.2022, str. 45.

Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24.

10)

Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24.

11)

Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 31 z 01.02.2019, str. 108.

12)

Niniejsze rozporządzenie było poprzedzone rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. poz. 623, z 2008 r. poz. 178 i 1005, z 2020 r. poz. 2026 oraz z 2022 r. poz. 2007), które traci moc z dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia zgodnie z art. 25 ust. 1 ustawy z dnia 19 lipca 2019 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. poz. 1524, z 2021 r. poz. 1093 oraz z 2022 r. poz. 1723).

Załącznik nr 1 - Wymagania techniczne dla przyłączanych do sieci urządzeń, instalacji i sieci oraz wymagania techniczne dotyczące funkcjonowania sieci elektroenergetycznych i zapewniania przez nie bezpieczeństwa pracy krajowego systemu elektroenergetycznego

patrz oryginał

Załącznik nr 2 - Zakres informacji przekazywanych odbiorcom końcowym o strukturze paliw i innych nośników energii pierwotnej zużywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej w poprzednim roku oraz o miejscu, w którym są dostępne informacje o wpływie wytwarzania energii elektrycznej na środowisko (wzór)