Treść ustawy

Dział I

Przepisy ogólne

Rozdział 1

Przedmiot ustawy

Art. 1.

1.

Ustawa określa organizację rynku mocy oraz zasady świadczenia usługi pozostawania w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu elektroenergetycznego i dostarczania tej mocy do systemu w okresach zagrożenia.

2.

Celem ustawy jest zapewnienie średnioterminowego i długoterminowego bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, w sposób efektywny kosztowo, niedyskryminacyjny i zgodny z zasadami zrównoważonego rozwoju.

Rozdział 2

Definicje

Art. 2.

1.

Użyte w ustawie określenia oznaczają:

1)

aukcja dodatkowa - aukcję mocy, w której okresem dostaw jest kwartał roku kalendarzowego;

2)

aukcja główna - aukcję mocy, w której okresem dostaw jest rok kalendarzowy;

3)

aukcja mocy - aukcję, w której dostawca mocy oferuje operatorowi obowiązek mocowy na okres dostaw;

4)

dostawca mocy - właściciela jednostki rynku mocy, będącego właścicielem jednostek fizycznych tworzących jednostkę rynku mocy lub podmiotem upoważnionym przez właścicieli tych jednostek fizycznych do dysponowania nimi na rynku mocy;

5)

jednostka fizyczna - wyodrębniony zespół urządzeń technicznych wraz z przyporządkowanymi im punktami pomiarowymi w systemie;

6)

jednostka fizyczna połączenia międzysystemowego - element techniczny łączący system z systemem przesyłowym elektroenergetycznym innego państwa członkowskiego Unii Europejskiej, dostarczający moc do systemu;

7)

jednostka fizyczna redukcji zapotrzebowania - jednostkę fizyczną dostarczającą moc do systemu przez czasowe ograniczenie poboru energii elektrycznej z sieci elektroenergetycznej w wyniku wykorzystania:

a)

sterowanego odbioru lub

b)

niebędącej odrębną jednostką fizyczną wytwórczą jednostki wytwórczej, o której mowa w art. 3 pkt 43 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2017 r. poz. 220, 791, 1089, 1387 i 1566), lub magazynem energii elektrycznej, wraz z urządzeniami i instalacjami odbiorcy końcowego;

8)

jednostka fizyczna wytwórcza - jednostkę fizyczną będącą jednostką wytwórczą, o której mowa w art. 3 pkt 43 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, lub magazynem energii elektrycznej;

9)

jednostka fizyczna wytwórcza istniejąca - jednostkę fizyczną wytwórczą przyłączoną do systemu i oddaną do eksploatacji przed rozpoczęciem certyfikacji ogólnej, do udziału w której zostanie zgłoszona ta jednostka;

10)

jednostka fizyczna wytwórcza planowana - inną, niż określoną w pkt 9 jednostkę fizyczną wytwórczą, dla której przyłączenie do systemu i oddanie do eksploatacji jest planowane przed rozpoczęciem okresu dostaw, którego dotyczyć będzie aukcja główna, do udziału w której zostanie zgłoszona ta jednostka;

11)

jednostka redukcji zapotrzebowania planowana - jedną lub więcej jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, co do których nie są znane wszystkie dane wymagane dla rejestracji lub wydania certyfikatu w odniesieniu do jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania;

12)

jednostka rynku mocy - jednostkę rynku mocy wytwórczą i jednostkę rynku mocy redukcji zapotrzebowania;

13)

jednostka rynku mocy wytwórcza - jednostkę fizyczną wytwórczą lub grupę takich jednostek albo jednostkę fizyczną zagraniczną wytwórczą lub grupę takich jednostek, która uzyskała certyfikat do aukcji mocy;

14)

jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania - jednostkę fizyczną redukcji zapotrzebowania lub grupę takich jednostek albo jednostkę fizyczną zagraniczną redukcji zapotrzebowania lub grupę takich jednostek, która uzyskała certyfikat do aukcji mocy;

15)

jednostka fizyczna zagraniczna - jednostkę fizyczną zagraniczną wytwórczą i jednostkę fizyczną zagraniczną redukcji zapotrzebowania;

16)

jednostka fizyczna zagraniczna wytwórcza - jednostkę fizyczną wytwórczą zlokalizowaną w państwie członkowskim Unii Europejskiej, którego system elektroenergetyczny jest bezpośrednio połączony z systemem;

17)

jednostka fizyczna zagraniczna redukcji zapotrzebowania - jednostkę fizyczną redukcji zapotrzebowania zlokalizowaną w państwie członkowskim Unii Europejskiej, którego system elektroenergetyczny jest bezpośrednio połączony z systemem;

18)

magazyn energii elektrycznej - magazyn energii, o którym mowa w art. 2 pkt 17 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2017 r. poz. 1148, 1213 i 1593), posiadający zdolność do dostawy mocy elektrycznej do systemu;

19)

moc osiągalna brutto jednostki fizycznej wytwórczej - potwierdzoną testami maksymalną moc czynną, przy której jednostka fizyczna wytwórcza może pracować przy parametrach nominalnych przez czas nie krótszy niż 4 kolejne godziny, bez uszczerbku dla trwałości tej jednostki;

20)

moc osiągalna netto jednostki fizycznej wytwórczej - moc osiągalną brutto jednostki fizycznej wytwórczej pomniejszoną o moc zużywaną przez urządzenia i układy technologiczne tej jednostki niezbędne do wytwarzania energii elektrycznej lub energii elektrycznej i ciepła;

21)

moc osiągalna jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania - wielkość maksymalnego czasowego ograniczenia mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej przez jednostkę fizyczną redukcji zapotrzebowania, zmierzonego we wszystkich punktach pomiarowo-rozliczeniowych tej jednostki w miejscach połączenia z siecią;

22)

moc osiągalna netto jednostki rynku mocy - sumę mocy osiągalnych netto wszystkich jednostek fizycznych wytwórczych albo sumę mocy osiągalnych wszystkich jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania wchodzących w skład jednostki rynku mocy;

23)

obowiązek mocowy - zobowiązanie dostawcy mocy do pozostawania w okresie dostaw w gotowości do dostarczania określonej mocy elektrycznej do systemu przez jednostkę rynku mocy oraz do dostawy określonej mocy elektrycznej do systemu w okresach zagrożenia;

24)

odbiorca końcowy - odbiorcę końcowego energii elektrycznej, o którym mowa w art. 3 pkt 13a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;

25)

okres dostaw - rok kalendarzowy albo kwartał, dla którego jest przeprowadzana aukcja mocy;

26)

okres zagrożenia - pełną godzinę, w której nadwyżka mocy dostępnej dla operatora w procesach planowania dobowego pracy systemu jest niższa od wartości wymaganej, określonej zgodnie z art. 9g ust. 4 pkt 9 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;

27)

operator - operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu połączonego elektroenergetycznego, o którym mowa w art. 3 pkt 24 lub 28 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;

28)

operator systemu dystrybucyjnego - operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, o którym mowa w art. 3 pkt 25 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;

29)

punkt pomiarowy - miejsce w sieci, urządzeniu lub instalacji, w którym dokonuje się pomiaru przepływającej energii elektrycznej, określone w umowie o przyłączenie do sieci albo w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;

30)

sieć dystrybucyjna - sieć dystrybucyjną elektroenergetyczną, o której mowa w art. 3 pkt 11b ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;

31)

sieć przesyłowa - sieć przesyłową elektroenergetyczną, o której mowa w art. 3 pkt 11a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;

32)

system - system elektroenergetyczny, o którym mowa w art. 3 pkt 23 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;

33)

taryfa - taryfę, o której mowa w art. 3 pkt 17 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;

34)

uczestnik rynku mocy - operatora, operatora systemu dystrybucyjnego, zarządcę rozliczeń, właściciela jednostki fizycznej lub podmiot przez niego upoważniony i dostawcę mocy.

2.

Ilekroć w ustawie jest mowa o mocy osiągalnej netto lub mocy osiągalnej brutto jednostki fizycznej, należy przez to także rozumieć moc osiągalną jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania.

Dział II

Organizacja rynku mocy

Rozdział 1

Przepisy ogólne

Art. 3.

1.

Operator przeprowadza:

1)

certyfikację ogólną - w celu pozyskania informacji o jednostkach fizycznych i wpisania ich do rejestru rynku mocy, zwanego dalej „rejestrem”;

2)

certyfikację do aukcji głównej - w celu utworzenia jednostek rynku mocy i dopuszczenia ich do aukcji głównej;

3)

certyfikację do aukcji dodatkowych - w celu utworzenia jednostek rynku mocy i dopuszczenia ich do jednej lub większej liczby aukcji dodatkowych.

2.

Certyfikację ogólną rozpoczyna się w 1. tygodniu każdego roku, a kończy nie później niż w 10. tygodniu tego roku.

3.

Certyfikację do aukcji głównej rozpoczyna się 14 tygodni przed aukcją główną, a kończy nie później niż w 4. tygodniu przed aukcją główną.

4.

Certyfikację do aukcji dodatkowych rozpoczyna się nie później niż 16 tygodni przed aukcjami dodatkowymi, a kończy nie później niż w 4. tygodniu przed aukcjami dodatkowymi.

5.

W procesie certyfikacji operator systemu dystrybucyjnego współpracuje z operatorem w sposób i w terminach określonych w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83. Operator systemu dystrybucyjnego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada bezpośrednich połączeń z siecią przesyłową, współpracuje z operatorem za pośrednictwem operatora systemu dystrybucyjnego, z którego siecią jest połączony, a który jednocześnie posiada bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową.

6.

Operator informuje o datach rozpoczęcia i zakończenia certyfikacji, o których mowa w ust. 1, na swojej stronie internetowej.

Art. 4.

3)

jednostkowy wskaźnik emisji dwutlenku węgla;

4)

informację, czy uczestnik aukcji wstępnej zgadza się na przyjęcie oferty części oferowanej mocy.

3.

Oferent może złożyć w trakcie jednej aukcji wstępnej więcej niż jedną ofertę, z zastrzeżeniem, że suma wielkości mocy w złożonych przez niego ofertach nie może być większa niż dopuszczalna wielkość wynikająca z ustanowionego zabezpieczenia. W przypadku gdy wielkość złożonych przez danego oferenta ofert przekracza wielkość wynikającą z ustanowionego zabezpieczenia, ważne oferty danego oferenta wybiera się, stosując odpowiednio przepisy ust. 4 i 5.

4.

Po upływie czasu na składanie ofert złożone oferty szereguje się od najtańszej do najdroższej, a w przypadku ofert z jednakową ceną - od oferty z najniższym jednostkowym wskaźnikiem emisji dwutlenku węgla, a następnie począwszy od oferty najtańszej przyjmuje się oferty, których łączna wielkość mocy jest nie większa niż wielkość parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7.

5.

Jeżeli ostatnia oferta, której wybranie wraz z ofertami, o których mowa w ust. 4, spowodowałoby, że łączna wielkość mocy byłaby większa niż wielkość parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7, a oferta ta jest:

1)

podzielna - ofertę przyjmuje się w części odpowiadającej różnicy między wielkością parametru, o którym mowa w art. 32 ust. 1 pkt 7, a sumą wielkości mocy w pozostałych wybranych ofertach;

2)

niepodzielna - ofertę odrzuca się.

6.

W przypadku, o którym mowa w ust. 5 pkt 2, rozpatruje się kolejną ofertę, stosując przepis ust. 4 odpowiednio, z zastrzeżeniem, że jeżeli ta oferta również jest niepodzielna, nie rozpatruje się kolejnych ofert.

7.

Aukcja wstępna kończy się wpisem wybranych ofert do rejestru rynku mocy. Wpis do rejestru rynku mocy uprawnia uczestnika aukcji wstępnej do złożenia wniosku o wydanie certyfikatu dopuszczającego do udziału w najbliższej aukcji głównej, aukcjach dodatkowych lub rynku wtórnym, na zasadach określonych w art. 17 ust. 3 i 4.

8.

W terminie 7 dni od dnia zakończenia aukcji wstępnej operator informuje uczestnika aukcji wstępnej o przyjęciu lub odrzuceniu złożonej przez niego oferty.

9.

Operator nie publikuje wyników aukcji wstępnej do czasu zakończenia aukcji mocy, której dotyczyła dana aukcja wstępna.

10.

Prezes URE może żądać od operatora przedstawienia cen ofert z aukcji wstępnych, z zachowaniem przepisów o ochronie informacji niejawnych i innych informacji prawnie chronionych.

11.

Prawa wynikające z oferty przyjętej w aukcji wstępnej nie mogą zostać przeniesione na inną osobę.

Art. 10.

1.

Operator w terminie 21 dni od zakończenia aukcji wstępnej przedkłada ministrowi właściwemu do spraw energii oraz Prezesowi URE informację o przebiegu tej aukcji. Informacja zawiera:

1)

listę ofert wraz z nazwami uczestników aukcji wstępnych, wielkościami mocy w ofertach oraz informacją o przyjęciu poszczególnych ofert;

2)

informację o ofertach odrzuconych wraz z uzasadnieniem.

2.

Operator w terminie 14 dni od zawarcia umowy, o której mowa w art. 6 ust. 3 albo 4, przekazuje Prezesowi URE informację o jej zawarciu.

Rozdział 3

Certyfikacja ogólna

Art. 11.

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

Art. 12.

1.

W certyfikacji ogólnej właściciel jednostki fizycznej lub jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej albo podmiot przez niego upoważniony składa operatorowi wniosek o wpis tej jednostki do rejestru, zwany dalej „wnioskiem o rejestrację”.

2.

Wniosek o rejestrację zawiera:

1)

dane identyfikacyjne jednostki fizycznej i jej właściciela;

2)

dane identyfikacyjne podmiotu upoważnionego do działania w imieniu właściciela jednostki fizycznej, jeżeli został wskazany, oraz dokumenty upoważniające do działania w jego imieniu;

3)

informacje o lokalizacji jednostki fizycznej;

4)

parametry techniczne jednostki fizycznej oraz wykaz punktów pomiarowych;

5)

w przypadku jednostki fizycznej wytwórczej - plan pracy na okres kolejnych 5 lat kalendarzowych, licząc od roku następującego po roku certyfikacji ogólnej, w tym czas planowanej niedyspozycyjności jednostki w tym okresie;

6)

zgłoszenie danej jednostki fizycznej do udziału w najbliższej aukcji głównej lub w jednej lub w większej liczbie aukcji dodatkowych wraz ze wskazaniem kwartałów albo oświadczenie o nieuczestniczeniu w najbliższej aukcji głównej lub w aukcjach dodatkowych;

7)

w przypadku jednostki fizycznej wytwórczej planowanej - wskazanie roku dostaw, którego będzie dotyczyć aukcja główna, do udziału, w której zostanie zgłoszona ta jednostka;

8)

inne informacje określone w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83.

3.

Zgłaszając jednostkę fizyczną w certyfikacji ogólnej w roku następującym po roku, w którym jednostka ta została wpisana do rejestru, wnioskodawca może przedłożyć wniosek o rejestrację zawierający tylko uzupełnienie lub zmianę informacji przekazanych w poprzedniej certyfikacji ogólnej.

4.

W przypadku gdy dane zawarte we wniosku o rejestrację jednostki fizycznej wytwórczej planowanej uległy zmianie, wnioskodawca jest obowiązany zgłosić w najbliższej certyfikacji ogólnej uzupełnienie lub zmianę przekazanych uprzednio informacji.

5.

W przypadku składania wniosku o rejestrację jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej wniosek o rejestrację zawiera:

1)

informacje, o których mowa w ust. 2 pkt 6 i 8;

2)

dane podmiotu, który będzie pełnił funkcję dostawcy mocy;

3)

planowaną łączną moc osiągalną wszystkich jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, które wejdą w skład danej jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej;

4)

plan działalności, wykonany zgodnie z wytycznymi zawartymi w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83.

6.

Wpis do rejestru jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej uprawnia tę jednostkę do udziału w najbliższej certyfikacji do aukcji głównej oraz najbliższej certyfikacji do aukcji dodatkowych.

7.

Określenie wszystkich informacji, o których mowa w ust. 2, w odniesieniu do jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania wchodzących w skład jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej następuje przed przeprowadzeniem testu redukcji zapotrzebowania, o którym mowa w art. 53 ust. 1.

Art. 13.

1.

W przypadku gdy wniosek o rejestrację nie spełnia wymogów określonych w art. 12 ust. 2 lub 5, operator wzywa wnioskodawcę do usunięcia wad lub braków formalnych wniosku w terminie określonym w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83.

2.

W przypadku nieusunięcia w terminie wad lub braków formalnych wniosku o rejestrację operator odmawia wpisania jednostki fizycznej do rejestru, o czym niezwłocznie informuje wnioskodawcę.

Art. 14.

1.

Operator, w terminie 14 dni od zakończenia certyfikacji ogólnej, przedkłada Prezesowi URE oraz ministrowi właściwemu do spraw energii informację o przebiegu tej certyfikacji. Informacja ta zawiera w szczególności:

1)

sumę mocy osiągalnej netto wszystkich jednostek fizycznych zgłoszonych do certyfikacji ogólnej w podziale na: jednostki fizyczne wytwórcze planowane i istniejące, jednostki fizyczne redukcji zapotrzebowania, jednostki redukcji zapotrzebowania planowane, jednostki fizyczne wytwórcze będące magazynem energii elektrycznej oraz jednostki fizyczne zagraniczne;

2)

sumę mocy osiągalnej netto jednostek fizycznych, w stosunku do których zadeklarowano udział w aukcji głównej, w podziale na jednostki fizyczne wytwórcze planowane i istniejące, jednostki fizyczne redukcji zapotrzebowania, jednostki fizyczne wytwórcze będące magazynem energii elektrycznej oraz jednostki fizyczne zagraniczne;

3)

wykaz podmiotów wezwanych do uzupełnienia wniosku, zgodnie z art. 13 ust. 1;

4)

wykaz podmiotów, którym odmówiono wpisu do rejestru, zgodnie z art. 13 ust. 2.

2.

Operator, w terminie 28 dni od zakończenia certyfikacji ogólnej, przedkłada Prezesowi URE oraz ministrowi właściwemu do spraw energii proponowane wartości parametrów, o których mowa w art. 31 pkt 1, 2, 4 i 5 i art. 32 ust. 1 pkt 2-7 oraz ust. 3.

Rozdział 4

Certyfikacja do aukcji głównej i aukcji dodatkowych

Art. 15.

1.

W certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych właściciel jednostki fizycznej, jednostki fizycznej zagranicznej albo jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej lub podmiot przez niego upoważniony do dysponowania tą jednostką na rynku mocy składa operatorowi wniosek o:

1)

utworzenie jednostki rynku mocy i dopuszczenie jej do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych lub dopuszczenie do udziału w rynku wtórnym lub

2)

dopuszczenie do aukcji dodatkowych jednostki rynku mocy utworzonej w certyfikacji do aukcji głównej na ten sam rok dostaw

- zwany dalej „wnioskiem o certyfikację”.

2.

Wniosek o certyfikację może dotyczyć jednostek fizycznych, jednostek fizycznych zagranicznych albo jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych wpisanych do rejestru, z wpisem ważnym w chwili rozpoczęcia certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych.

3.

Dostawca mocy nie może złożyć wniosku o certyfikację do aukcji głównej jednostki rynku mocy, w odniesieniu do której zawarł już wieloletnią umowę mocową obejmującą okres dostaw, którego dotyczy ta certyfikacja.

4.

Jednostka rynku mocy objęta obowiązkiem mocowym na dany rok dostaw lub jednostka fizyczna, wchodząca w skład takiej jednostki rynku mocy, nie może zostać zgłoszona do certyfikacji do aukcji dodatkowych dotyczących tego samego roku.

5.

Jednostka rynku mocy, składająca się z jednostek fizycznych wytwarzających rocznie więcej niż 30% energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji, może wziąć udział zarówno w aukcji głównej, jak i aukcji dodatkowej na ten sam rok dostaw, z zastrzeżeniem, że suma oferowanych obowiązków mocowych przez tę jednostkę nie może być wyższa niż iloczyn mocy osiągalnej netto i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności dla tej jednostki.

Art. 16.

1.

Dostawca mocy może złożyć wniosek o utworzenie jednostki rynku mocy składającej się z:

1)

jednostki fizycznej wytwórczej o mocy osiągalnej netto nie mniejszej niż 2 MW;

2)

jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania o mocy osiągalnej redukcji zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;

3)

grupy jednostek fizycznych wytwórczych, których łączna moc osiągalna netto wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW, a maksymalna moc osiągalna netto pojedynczej jednostki fizycznej w grupie tych jednostek jest nie większa niż 10 MW;

4)

grupy jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW;

5)

jednej jednostki fizycznej zagranicznej wytwórczej o mocy osiągalnej netto nie mniejszej niż 2 MW;

6)

jednej jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania o mocy osiągalnej redukcji zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;

7)

grupy jednostek fizycznych zagranicznych wytwórczych, których łączna moc osiągalna netto wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW, a maksymalna moc osiągalna netto pojedynczej jednostki fizycznej w grupie tych jednostek jest nie większa niż 10 MW;

8)

grupy jednostek fizycznych zagranicznych redukcji zapotrzebowania, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW;

9)

jednej jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej o mocy osiągalnej redukcji zapotrzebowania nie mniejszej niż 2 MW;

10)

grupy jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW;

11)

grupy składającej się z co najmniej jednej jednostki fizycznej redukcji zapotrzebowania i co najmniej jednej jednostki redukcji zapotrzebowania planowanej, których łączna moc osiągalna redukcji zapotrzebowania wynosi nie mniej niż 2 MW, lecz nie więcej niż 50 MW.

2.

W skład jednostki rynku mocy na dany rok dostaw nie może wchodzić jednostka fizyczna:

1)

w odniesieniu do której wytwórcy energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii będzie w danym roku dostaw przysługiwało prawo do pokrycia ujemnego salda, o którym mowa w art. 93 ust. 2 pkt 3 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, inna niż:

a)

instalacja spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii lub

b)

układ hybrydowy w rozumieniu art. 2 pkt 34 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii;

2)

w odniesieniu do której wytwórca energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, dla danego okresu dostaw, będzie składał wniosek o wydanie świadectw pochodzenia w rozumieniu ustawy wymienionej w pkt 1, inna niż:

a)

instalacja spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy wymienionej w pkt 1 lub

b)

układ hybrydowy w rozumieniu art. 2 pkt 34 ustawy wymienionej w pkt 1;

3)

w odniesieniu do której wytwórca lub odbiorca energii elektrycznej będzie w danym roku świadczył na rzecz operatora usługę określoną w instrukcji, o której mowa w art. 9g ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, o charakterze świadczenia i wynagradzania zbliżonym do obowiązku mocowego na rynku mocy;

4)

zagraniczna, w odniesieniu do której dostawca mocy będzie w roku dostaw świadczyć na rzecz operatora systemu elektroenergetycznego w państwie członkowskim Unii Europejskiej usługę o charakterze zbliżonym do obowiązku mocowego na rynku mocy;

5)

zagraniczna, w odniesieniu do której dostawca mocy będzie w roku dostaw korzystał z odpowiedniego systemu wsparcia wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych lub wysokosprawnej kogeneracji.

3.

Prezes URE ogłasza w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie podmiotowej wykaz usług, o których mowa w ust. 2 pkt 3, i aktualizuje go niezwłocznie w przypadku zmiany instrukcji, o której mowa w art. 9g ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, dotyczącej tych usług.

4.

W trakcie certyfikacji do aukcji mocy operator tworzy jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego i wpisuje je do rejestru.

6)

informacje zawierające:

a)

szybkość zmian wielkości wytwarzania energii elektrycznej przez jednostki fizyczne wchodzące w skład jednostki rynku mocy,

b)

charakterystykę sprawności wytwarzania energii elektrycznej netto, a w przypadku jednostek kogeneracji, o których mowa w art. 3 pkt 35 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, także charakterystykę sprawności wytwarzania energii elektrycznej netto i ciepła oraz sprawności ogólnej netto rozumianej jako stosunek wytwarzania netto energii elektrycznej i ciepła do zużycia energii chemicznej paliwa w jednostce kogeneracji,

c)

minimum techniczne wytwarzania energii elektrycznej, przy którym jednostka fizyczna wytwórcza może pracować przez nieprzerwany okres nie krótszy niż 4 godziny, bez uszczerbku dla trwałości tej jednostki, wyrażone w stosunku do mocy osiągalnej netto,

d)

jednostkowe wskaźniki emisji: dwutlenku węgla, siarki, tlenków azotu oraz pyłów,

e)

dane, za rok kalendarzowy poprzedzający rok, w którym odbywa się certyfikacja do aukcji mocy, dotyczące kosztów operacyjnych stałych i zmiennych oraz kosztów kapitałowych jednostek fizycznych wchodzących w skład jednostki rynku mocy obejmujące:

-

jednostkowe koszty zmienne, inne niż koszty paliwa podstawowego i uprawnień do emisji,
-

koszty stałe operacyjne,
-

koszty stałe kapitałowe,
-

nakłady inwestycyjne związane z działaniami na aktywach składających się na tę jednostkę;

Wniosek o certyfikację jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania zawiera informacje, o których mowa w art. 19 ust. 1, odpowiednio dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, w tym o zasobach lub układach umożliwiających redukcję zapotrzebowania obejmujące informacje dotyczące źródeł wytwarzania lub magazynów energii elektrycznej, jeżeli wchodzą w skład tej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania.

2.

W przypadku gdy w skład jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania wchodzi jednostka redukcji zapotrzebowania planowana, potwierdzenie, o którym mowa w art. 19 ust. 1 pkt 2, nie jest wymagane w odniesieniu do tej jednostki rynku mocy.

3.

W przypadku gdy dostawca mocy ubiega się o certyfikację jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania jako potwierdzonej, wniosek o certyfikację zawiera także potwierdzenie wykonania testu zdolności redukcji zapotrzebowania.

4.

W przypadku gdy dostawca mocy ubiega się o zawarcie umowy mocowej dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania na okres dłuższy niż 1 okres dostaw w aukcji głównej, wniosek o certyfikację tej jednostki, oprócz informacji wymaganych zgodnie z ust. 1, zawiera:

1)

planowane lub poniesione nakłady finansowe oraz zakres rzeczowy prac związanych z tymi nakładami;

2)

niezależną ekspertyzę potwierdzającą:

a)

nakłady finansowe, o których mowa w pkt 1, oraz

b)

w przypadku gdy w skład jednostki rynku mocy wchodzi co najmniej jedno źródło wytwórcze - parametry techniczne wszystkich źródeł wytwórczych wchodzących w skład jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania będących częścią danej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania oraz planowane spełnienie przez nie wymagań emisyjnych, zgodnie z dyrektywami, o których mowa w art. 19 ust. 2 pkt 2 lit. b.

5.

Wniosek o certyfikację jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania zawiera informacje, o których mowa w art. 19 ust. 4, odpowiednio dla jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, w tym o zasobach lub układach umożliwiających redukcję zapotrzebowania obejmujące informacje dotyczące źródeł wytwarzania lub magazynów energii elektrycznej, jeżeli wchodzą w skład tej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania.

6.

W przypadku gdy dostawca mocy ubiega się o certyfikację jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania składającej się z jednostki fizycznej zagranicznej redukcji zapotrzebowania jako potwierdzonej, wniosek o certyfikację zawiera także potwierdzenie wykonania testu zdolności redukcji zapotrzebowania.

Art. 21.

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

Art. 22.

1.

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

2.

W przypadku nieusunięcia wad lub braków formalnych wniosku o certyfikację, w wyznaczonym terminie, operator odmawia wydania certyfikatu, o czym niezwłocznie informuje składającego wniosek.

Art. 23.

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

1)

aukcji głównej lub jednej, lub większej liczbie aukcji dodatkowych następujących bezpośrednio po tej certyfikacji, o ile w certyfikacji ogólnej zgłoszono do udziału w aukcji wszystkie jednostki fizyczne wchodzące w skład tej jednostki rynku mocy;

2)

rynku wtórnym w odniesieniu do okresu dostaw, którego dotyczyła dana certyfikacja.

Art. 24.

1.

Certyfikat wydawany dla jednostki rynku mocy zawiera co najmniej:

1)

dane identyfikacyjne dostawcy mocy oraz jednostki rynku mocy;

2)

kwalifikację jednostki rynku mocy zgodnie z art. 25 ust. 1;

3)

okres dostaw, którego dotyczy certyfikat;

4)

wskazanie aukcji mocy, do udziału w których dopuszcza certyfikat;

5)

wielkość obowiązku mocowego, która będzie oferowana w aukcji mocy, której dotyczyła certyfikacja;

6)

w przypadku modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej - wielkość obowiązku mocowego, która będzie oferowana w aukcji mocy w przypadku rezygnacji z modernizacji;

7)

iloczyn mocy osiągalnej netto i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności;

8)

informację o statusie jednostki rynku mocy, jako cenotwórcy albo cenobiorcy;

9)

informację o liczbie okresów dostaw, na którą dostawca mocy zamierza zawrzeć umowę mocową w wyniku aukcji głównej - w przypadku nowej lub modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej lub jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, o której mowa w art. 20 ust. 4.

2.

W przypadku gdy dostawca mocy nie zawarł w wyniku aukcji głównej umowy mocowej:

1)

certyfikat wydany dla tej jednostki wygasa z dniem ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji mocy - w odniesieniu do nowej jednostki rynku mocy wytwórczej;

2)

jednostka staje się istniejącą jednostką rynku mocy, a jej moc osiągalna jest równa wielkości określonej w ust. 1 pkt 6 - w odniesieniu do modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej;

3)

certyfikat wydany dla jednostki rynku mocy, innej niż określona w pkt 1 i 2, może po zakończeniu tej aukcji mocy zostać wygaszony przez operatora na wniosek dostawcy mocy.

4)

w 2022 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2027;

5)

w 2023 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2028;

6)

w 2024 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2029;

7)

w 2025 r. - na okres dostaw przypadający na rok 2030,

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

4.

Aukcje dodatkowe przeprowadza się w roku poprzedzającym rok, na który przypadają okresy dostaw każdej z tych aukcji, przy czym aukcje dodatkowe dla wszystkich okresów dostaw odbywają się w tym samym czasie.

parametru wyznaczającego wielkość mocy ponad zapotrzebowanie, o którym mowa w pkt 1, dla której cena osiąga wartość minimalną równą 0,01 zł/kW/miesiąc.

wynikającej z obowiązujących umów mocowych, których przedmiotem są obowiązki mocowe na ten sam okres dostaw,

c)

w przypadku aukcji głównej - planowanej do pozyskania w wyniku aukcji dodatkowych,

d)

połączeń międzysystemowych z uwzględnieniem możliwości ich wykorzystania na potrzeby pokrycia zapotrzebowania na moc w systemie oraz wyników aukcji wstępnych.

Art. 34.

1.

Minister właściwy do spraw energii, po zasięgnięciu opinii Prezesa URE, określa, w drodze rozporządzenia, parametry najbliższej aukcji wstępnej, parametry najbliższej aukcji głównej i najbliższych aukcji dodatkowych, o których mowa w art. 32 ust. 1 i 3, mając na względzie politykę energetyczną państwa, adekwatność stosowanych parametrów do potrzeb systemu, zapewnienie bezpieczeństwa systemu, równoprawne i niedyskryminacyjne traktowanie dostawców mocy oraz mając na względzie przewidywaną dostępność zdolności przesyłowych oraz ich udział w zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.

2.

Minister właściwy do spraw energii wydaje rozporządzenie, o którym mowa w ust. 1, nie później niż 18 tygodni przed rozpoczęciem każdej aukcji głównej.

Art. 35.

1.

W przypadku wystąpienia awarii dedykowanego systemu teleinformatycznego, za pomocą którego aukcja jest lub ma zostać przeprowadzona:

1)

Prezes URE może, na wniosek operatora, wstrzymać rozpoczęcie aukcji mocy, w drodze postanowienia;

2)

operator może wstrzymać, nie dłużej niż na 24 godziny, rozpoczęcie aukcji mocy lub zawiesić rozpoczętą aukcję mocy, niezwłocznie powiadamiając Prezesa URE oraz ministra właściwego do spraw energii wraz z podaniem przyczyn jej wstrzymania lub zawieszenia.

2.

Prezes URE niezwłocznie po ustaniu przyczyn wstrzymania aukcji mocy ogłasza, w drodze postanowienia, nowy termin rozpoczęcia wstrzymanej aukcji mocy.

3.

Operator wznawia zawieszoną aukcję mocy niezwłocznie po ustaniu przyczyn jej zawieszenia.

4.

Na postanowienie, o którym mowa w ust. 1 pkt 1 i ust. 2, nie przysługuje zażalenie.

Art. 36.

1.

Aukcja mocy kończy się, gdy zakończyła się:

1)

runda, w której łączna wielkość obowiązków mocowych, dla których nie zostały złożone oferty wyjścia, z uwzględnieniem złożonych oświadczeń o rezygnacji z modernizacji, jest nie większa niż popyt na moc lub

2)

ostatnia runda.

2.

Operator wskazuje jednostki rynku mocy, w odniesieniu do których w wyniku aukcji mocy zostaną zawarte umowy mocowe, uwzględniając:

1)

wyznaczony popyt na moc;

2)

złożone oferty wyjścia oraz oświadczenia o rezygnacji z modernizacji;

3)

niepodzielność obowiązków mocowych oferowanych w aukcji.

3.

Ze względu na warunek niepodzielności, o którym mowa w ust. 2 pkt 3, na podstawie analizy kosztów i korzyści sporządzonej w sposób określony w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83, łączna wielkość obowiązków mocowych, dla których zawiera się umowy mocowe, może być mniejsza lub większa niż ustalony popyt na moc w rundzie kończącej.

4.

W przypadku gdy aukcja mocy zakończyła się w sposób, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, ceną zamknięcia aukcji mocy jest najwyższa cena, po której zaoferowano obowiązek mocowy w odniesieniu do jednostek rynku mocy, o których mowa w ust. 2.

5.

W przypadku gdy aukcja mocy zakończyła się w sposób, o którym mowa w ust. 1 pkt 2, a łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy jest większa niż popyt na moc, jako cenę zamknięcia aukcji mocy przyjmuje się cenę, o której mowa w art. 31 pkt 5, a umowy mocowe zawiera się w odniesieniu do wszystkich jednostek rynku mocy, dla których dostawcy mocy nie złożyli ofert wyjścia, uwzględniając złożone oświadczenia o rezygnacji z modernizacji.

6.

Na potrzeby wyznaczenia listy jednostek rynku mocy, które zostaną objęte umowami mocowymi w wyniku aukcji mocy, w przypadku jednostek, w odniesieniu do których złożono oferty wyjścia z jednakową ceną, oferty szereguje się w pierwszej kolejności według kolejnych najniższych jednostkowych wskaźników emisji dwutlenku węgla, a w drugiej kolejności według czasu złożenia ofert wyjścia.

7.

W przypadku zakończenia aukcji mocy, w wyniku której obowiązkiem mocowym zostały objęte jednostki rynku mocy składające się z jednostek fizycznych zagranicznych, ceną obowiązków mocowych dla wszystkich takich jednostek w poszczególnych strefach, o których mowa w art. 6 ust. 6, jest najwyższa cena w ofercie wyjścia dotyczącej jednostki rynku mocy objętej obowiązkiem mocowym zlokalizowanej w danej strefie.

Art. 37.

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

Art. 38.

1.

Operator, w terminie 3 dni roboczych od zakończenia aukcji mocy, zamieszcza w rejestrze oraz podaje do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji zawierające:

1)

wykaz jednostek rynku mocy, w odniesieniu do których zawarto umowy mocowe, wraz ze wskazaniem dostawców mocy;

2)

informacje o wielkości obowiązków mocowych wynikających z zawartych umów mocowych oraz okresów obowiązywania tych umów;

3)

cenę zamknięcia aukcji mocy.

2.

Operator przekazuje informację o przebiegu aukcji mocy ministrowi właściwemu do spraw energii oraz Prezesowi URE, w terminie 7 dni kalendarzowych od dnia zakończenia aukcji mocy.

Art. 39.

1.

W przypadku gdy aukcja mocy została przeprowadzona z naruszeniem przepisów ustawy lub warunków aukcji, lub uczestnik dopuścił się zachowania niezgodnego z przepisami prawa lub regulaminem rynku mocy, o którym mowa w art. 83:

1)

jeżeli miało to istotny wpływ na wynik aukcji - Prezes URE, w drodze decyzji, unieważnia aukcję mocy,

2)

minister właściwy do spraw energii lub Prezes URE może, w drodze decyzji, unieważnić aukcję mocy

- w terminie 14 dni od dnia zakończenia aukcji mocy.

2.

W przypadku gdy wykonanie umów mocowych zawartych w wyniku aukcji będzie stanowiło zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw energii, minister właściwy do spraw energii, w terminie 21 dni od dnia zakończenia aukcji mocy może, w drodze decyzji, unieważnić aukcję mocy.

3.

Prezes URE ogłasza ostateczne wyniki aukcji mocy w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie podmiotowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy.

4.

Jeżeli aukcja mocy zostanie unieważniona z przyczyn określonych w ust. 1 lub 2, minister właściwy do spraw energii ogłasza termin przeprowadzenia nowej aukcji mocy w terminie 14 dni od dnia wydania decyzji o unieważnieniu aukcji. Certyfikaty wydane przed unieważnioną aukcją mocy zachowują ważność i stanowią podstawę dopuszczenia do udziału w nowej aukcji.

Art. 40.

1.

Minister właściwy do spraw energii, corocznie, opracowuje sprawozdanie z funkcjonowania rynku mocy w roku poprzednim, zawierające w szczególności informacje o przebiegu certyfikacji ogólnej i certyfikacji do aukcji mocy, wynikach aukcji mocy, wykonaniu obowiązków mocowych oraz aktualną i przewidywaną sytuację w zakresie mocy wytwórczych.

2.

Minister właściwy do spraw energii przedstawia, do dnia 30 kwietnia, sprawozdanie, o którym mowa w ust. 1, Prezesowi Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów.

3.

Prezes Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów przekazuje Komisji Europejskiej, corocznie do dnia 31 maja, sprawozdanie, o którym mowa w ust. 1.

Rozdział 6

Umowa mocowa

Art. 41.

Przez umowę mocową:

1)

dostawca mocy zobowiązuje się do wykonywania, przez oznaczony czas, obowiązku mocowego przez określoną jednostkę rynku mocy zgodnie z wynikiem aukcji mocy;

2)

operator zobowiązuje się do:

a)

weryfikacji wykonywania obowiązku mocowego,

b)

przekazywania informacji niezbędnych do wystawienia przez dostawcę mocy dokumentów księgowych stanowiących podstawę do wypłacenia wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego,

c)

ustalania wysokości kar należnych od dostawcy mocy za niewykonanie obowiązku mocowego;

3)

zarządca rozliczeń rynku mocy, o którym mowa w art. 61 ust. 2, zobowiązuje się do zapłaty wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego.

Art. 42.

1.

Umowa mocowa zawiera co najmniej:

1)

oznaczenie jednostki rynku mocy, przez którą dostawca mocy wykonuje obowiązek mocowy;

2)

okres trwania obowiązku mocowego;

3)

sposób wykonywania obowiązku mocowego i wynagrodzenie za jego wykonanie, w tym cenę;

4)

postanowienia dotyczące:

a)

uiszczania kar, o których mowa w art. 59,

b)

4.

W przypadku gdy umowa mocowa dotyczy nowej jednostki rynku mocy wytwórczej albo modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, która na podstawie art. 25 ust. 5, w wyniku aukcji głównej, zawarła umowę mocową na okres dłuższy niż wynikający z przepisów art. 25 ust. 4, a dostawca mocy nie spełnił obowiązku, o którym mowa w art. 52 ust. 2 pkt 3 lit. c, czas trwania umowy mocowej ulega skróceniu do okresu określonego odpowiednio w art. 25 ust. 4.

Art. 47.

3)

muszą zostać zgłoszone do rejestru w przypadku transakcji, o których mowa w:

a)

ust. 1 pkt 1 - najpóźniej na dobę przed rozpoczęciem okresu, którego dotyczą,

b)

ust. 1 pkt 2 - najpóźniej w 5. dniu po zakończeniu danego okresu zagrożenia;

4)

muszą spełniać inne wymagania określone w przepisach wydanych na podstawie art. 68.

Art. 49.

1.

Transakcja, o której mowa w art. 48 ust. 1, jest skuteczna, pod warunkiem że została zgłoszona do rejestru i operator nie wyraził sprzeciwu wobec transakcji oraz dokonał wpisu tej transakcji do rejestru.

2.

Operator może wyrazić sprzeciw wobec transakcji, o której mowa w art. 48 ust. 1, w terminie 3 dni roboczych od otrzymania zgłoszenia, jeżeli transakcja ta byłaby niezgodna z art. 48 ust. 2.

zrealizowanie zakresu rzeczowego inwestycji oraz planowanych nakładów finansowych na tę jednostkę rynku mocy;

3)

niezależną ekspertyzę potwierdzającą:

a)

poniesienie nakładów finansowych, o których mowa odpowiednio w art. 19 ust. 2 pkt 1, ust. 3 pkt 1 lub art. 20 ust. 4 pkt 1, oraz

b)

spełnienie wymagań emisyjnych, o których mowa odpowiednio w art. 19 ust. 2 pkt 2 lit. b, ust. 3 pkt 4 lit. b, lub parametrów technicznych, o których mowa w art. 20 ust. 4 pkt 2 lit. b,

c)

spełnienie parametru, o którym mowa odpowiednio w art. 25 ust. 5 pkt 1 albo 2 - w przypadku jednostki rynku mocy wytwórczej, która na podstawie art. 25 ust. 5, w wyniku aukcji głównej zawarła umowę mocową na okres dłuższy niż wynikający z art. 25 ust. 4;

4)

wielkość udzielonej pomocy publicznej, o której mowa w art. 62 ust. 1.

Operator zapewnia wgląd do rejestru ministrowi właściwemu do spraw energii i Prezesowi URE, z zachowaniem przepisów o ochronie informacji niejawnych lub innych informacji prawnie chronionych.

6.

Rejestr jest jawny dla uczestników rynku mocy, z zachowaniem przepisów o ochronie informacji niejawnych lub innych informacji prawnie chronionych.

7.

Operator administruje i przetwarza dane zawarte w rejestrze w trybie i na zasadach określonych w przepisach ustawy z dnia 29 sierpnia 1997 r. o ochronie danych osobowych (Dz. U. z 2016 r. poz. 922).

Art. 56.

1.

Operator prowadzi rejestr, dbając o bezpieczeństwo, aktualność i trwałość danych w nim zapisanych.

2.

Domniemywa się, że dane zapisane w rejestrze są zgodne ze stanem faktycznym.

3.

Oświadczenia składane w rejestrze zostają złożone z chwilą wpisu do tego rejestru.

4.

Wnioski, informacje i oświadczenia składane w rejestrze opatruje się kwalifikowanym podpisem elektronicznym.

Dział III

Wykonanie obowiązku mocowego i rozliczenia na rynku mocy

Art. 58.

1.

Skorygowany obowiązek mocowy jednostki rynku mocy oblicza się na podstawie:

1)

wielkości obowiązku mocowego, wynikającej z umów mocowych dotyczących tej jednostki;

2)

prognozowanego:

a)

zapotrzebowania na moc w systemie w okresie zagrożenia,

b)

wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach fizycznych wytwórczych nieobjętych obowiązkiem mocowym;

3)

łącznej wielkości obowiązków mocowych objętych umowami mocowymi w okresie dostaw, z uwzględnieniem ust. 4.

2.

Wraz z ogłoszeniem okresu zagrożenia, operator publikuje informacje umożliwiające dostawcy mocy oszacowanie skorygowanego obowiązku mocowego, w tym wielkości, o których mowa w ust. 1 pkt 2 i 3.

3.

Skorygowany obowiązek mocowy jednostki rynku mocy jest mniejszy lub równy wielkości obowiązku mocowego wynikającego z umów mocowych dotyczących tej jednostki.

4.

Przy rozliczaniu wykonania obowiązku mocowego w zakresie dostarczenia mocy w okresie zagrożenia uwzględnia się brak możliwości dostarczenia tej części mocy, która nie została dostarczona w wyniku:

1)

ograniczeń sieciowych wynikających z poleceń ruchowych operatora lub operatora systemu dystrybucyjnego;

2)

zdarzenia nagłego, nieprzewidywalnego i niezależnego od woli stron, którego skutkom nie można było zapobiec ani przeciwdziałać przy zachowaniu należytej staranności, uniemożliwiającego dostawcy mocy wykonanie obowiązku mocowego w wielkości wyższej niż 40% (siła wyższa).

5.

Operator systemu dystrybucyjnego przekazuje operatorowi dane pomiarowe dotyczące jednostek fizycznych tworzących jednostkę rynku mocy na potrzeby weryfikacji wykonania obowiązku mocowego oraz na potrzeby rozliczeń. Przepis art. 9c ust. 3a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne stosuje się odpowiednio.

6.

Operator informuje dostawcę mocy oraz zarządcę rozliczeń o wykonaniu, przez dostawcę mocy, obowiązku mocowego w danym miesiącu, w terminie 7 dni po zakończeniu każdego miesiąca.

Art. 59.

3.

Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla jednostki rynku mocy, o której mowa w ust. 1, wypłaca się po przedstawieniu informacji o przyznanych za dany okres świadectwach pochodzenia, o których mowa w ustawie wymienionej w ust. 1, niezbędnych do obliczenia korekty.

4.

Operator lub zarządca rozliczeń może wystąpić do Prezesa URE o przekazanie informacji umożliwiających weryfikację informacji, o których mowa w ust. 3.

Art. 64.

Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla jednostki rynku mocy składającej się z:

1)

jednostki fizycznej zagranicznej - wypłaca się po przedstawieniu przez operatora systemu przesyłowego, właściwego ze względu na lokalizację tej jednostki, danych pomiarowo-rozliczeniowych za dany okres lub innych informacji pozwalających na dokonanie rozliczeń;

2)

jednostki fizycznej połączenia międzysystemowego - dzieli się w równych częściach między dostawcę mocy i operatora.

Art. 65.

Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego oraz premię, o której mowa w art. 66 ust. 1, powiększa się o należny podatek od towarów i usług w rozumieniu ustawy z dnia 11 marca 2004 r. o podatku od towarów i usług (Dz. U. z 2017 r. poz. 1221 i 2491).

Art. 66.

1.

Dostawca mocy, który w danym okresie zagrożenia dostarczył moc ponad skorygowany obowiązek mocowy jednostki rynku mocy zlokalizowanej w systemie, otrzymuje premię wynikającą z redystrybucji środków pieniężnych z kar za niewykonanie obowiązku mocowego, o ile zostały naliczone, zwaną dalej „premią”.

2.

Premię otrzymuje także dostawca mocy, który w okresie zagrożenia dostarczył moc przez jednostkę rynku mocy certyfikowaną na dany rok dostaw, lecz nie zawarł umowy mocowej w odniesieniu do tej jednostki, obejmującej okres, w którym wystąpił okres zagrożenia.

3.

Okresem rozliczeniowym w przypadku premii jest rok kalendarzowy.

4.

Premię należną dostawcy mocy nalicza się proporcjonalnie do nadwyżki mocy dostarczonej przez tego dostawcę oraz wielkości kar z tytułu niewykonania obowiązków mocowych naliczonych w okresie rozliczeniowym, o którym mowa w ust. 3.

5.

Suma premii należnych wszystkim dostawcom mocy za dostarczenie mocy ponad obowiązek mocowy nie może przekroczyć łącznej wysokości kar za niewykonanie obowiązku mocowego w danym roku dostaw, a jednostkowa cena dostarczenia mocy ponad obowiązek mocowy, służąca do wyliczenia wysokości premii, nie może być wyższa niż dwukrotność jednostkowej stawki kary za niewykonanie obowiązku mocowego w danym okresie dostaw.

6.

Dostawca mocy po zakończeniu każdego roku kalendarzowego wystawia operatorowi fakturę z tytułu premii w danym roku, na podstawie informacji operatora przekazanej temu dostawcy do końca miesiąca następującego po zakończeniu roku.

7.

Premię wypłaca dostawcy mocy zarządca rozliczeń na podstawie pisemnej dyspozycji operatora zawierającej zestawienie kwot brutto należnych za dany rok kalendarzowy poszczególnym dostawcom mocy.

Art. 67.

1.

Po zakończeniu każdego kwartału w roku dostaw, dostawca mocy, który był stroną umowy mocowej, wykazuje operatorowi zdolność do wykonania obowiązku mocowego w stosunku do każdej z jednostek rynku mocy, której dotyczy umowa mocowa.

2.

Wykazanie zdolności do wykonania obowiązku mocowego polega na wskazaniu operatorowi, określonej w przepisach wydanych na podstawie art. 68, liczby godzin w każdym kwartale, w których jednostka rynku mocy dostarczała moc do systemu (demonstracja).

3.

Za dostarczenie mocy do systemu na potrzeby demonstracji uważa się, w przypadku:

1)

jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania - ograniczenie mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej w wielkości nie mniejszej niż najwyższy obowiązek mocowy tej jednostki w kwartale dostaw;

2)

jednostki rynku mocy wytwórczej - wytworzenie energii elektrycznej w wielkości nie mniejszej niż najwyższy obowiązek mocowy tej jednostki w kwartale dostaw.

4.

Dostawca mocy zwraca operatorowi wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego należne na podstawie umowy dotyczącej jednostki rynku mocy, w odniesieniu do której nie dokonał demonstracji zgodnie z ust. 1-3. Obowiązek zwrotu wynagrodzenia obejmuje wynagrodzenie należne za cały kwartał, za który dostawca mocy nie dokonał demonstracji.

5.

Niezależnie od obowiązków określonych w ust. 1-3, operator może ogłosić testowy okres zagrożenia dla wybranych jednostek rynku mocy objętych obowiązkiem mocowym. W przypadku pozytywnego wyniku testowego okresu zagrożenia, operator pokrywa na wniosek dostawcy mocy uzasadnione koszty związane z jego wykonaniem dla jednostki rynku mocy, przy czym wysokość rekompensaty nie może być wyższa niż równowartość tygodniowego wynagrodzenia dostawcy mocy w odniesieniu do tej jednostki rynku mocy.

6.

Wynik testowego okresu zagrożenia dla dostawcy mocy, wobec którego operator ogłosił testowy okres zagrożenia, jest:

1)

pozytywny, jeżeli dostarczona moc przez jednostkę rynku mocy jest nie mniejsza od pełnej wielkości obowiązku mocowego w testowym okresie zagrożenia albo

2)

negatywny, w przypadku innym niż określony w pkt 1.

7.

Operator może ogłosić testowy okres zagrożenia w odniesieniu do jednej jednostki rynku mocy nie częściej niż raz na kwartał. Jeżeli wynik testowego okresu zagrożenia jest negatywny, operator może ogłaszać kolejne testowe okresy zagrożenia w tym samym kwartale, po zgłoszeniu gotowości przez dostawcę mocy, aż do uzyskania jego pozytywnego wyniku.

8.

W przypadku negatywnego wyniku testowego okresu zagrożenia, dostawca mocy każdorazowo uiszcza karę za niewykonanie obowiązku mocowego. Przepisy art. 59 ust. 2 i 4-7 stosuje się odpowiednio.

9.

Za okres od testowego okresu zagrożenia zakończonego wynikiem negatywnym do dnia otrzymania od dostawcy mocy zgłoszenia gotowości do wykonania obowiązku mocowego przez jednostkę rynku mocy dostawcy mocy nie przysługuje wynagrodzenie za wykonywanie tego obowiązku.

10.

Brak wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego w okresie, o którym mowa w ust. 9, nie zwalnia dostawcy mocy z obowiązku dostarczenia mocy w okresie zagrożenia.

11.

Operator niezwłocznie informuje zarządcę rozliczeń o niedokonaniu przez dostawcę mocy demonstracji lub testów, o których mowa w ust. 2 i 5.

Art. 70.

1.

Stawki opłaty mocowej ustala się odrębnie, w odniesieniu do odbiorców końcowych:

1)

pobierających energię elektryczną w gospodarstwie domowym - jako stawkę miesięczną, zależną od rocznego zużycia energii elektrycznej, płatną za punkt poboru energii elektrycznej rozumiany jako punkt w sieci elektroenergetycznej, w którym mierzony jest pobór energii elektrycznej przez układ pomiarowo-rozliczeniowy, określony w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej, lub w umowie kompleksowej;

2)

innych niż określonych w pkt 1 - jako stawkę stosowaną do wolumenu energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby, wyrażoną w złotych za kWh energii elektrycznej.

2.

Opłatę mocową należną od odbiorcy końcowego, o którym mowa w ust. 1 pkt 2, oblicza się jako iloczyn stawki opłaty mocowej dla danej grupy odbiorców oraz ilości energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby.

3.

3)

który w roku kalendarzowym poprzedzającym rok, za który pobierana jest opłata mocowa, zużył nie mniej niż 100 GWh energii elektrycznej.

2.

Odbiorca przemysłowy składa Prezesowi URE oświadczenie potwierdzające:

1)

wykonywanie działalności gospodarczej oznaczonej kodami Polskiej Klasyfikacji Działalności (PKD), o których mowa w ust. 1 pkt 1,

2)

ilość zużytej energii elektrycznej w roku kalendarzowym poprzedzającym rok, za który pobierana jest opłata mocowa,

3)

wartość współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej,

4)

ilość energii elektrycznej stanowiącej podstawę do obliczania opłaty mocowej wyrażoną w procentach

dane zawarte w informacji, o której mowa w art. 71 ust. 5 pkt 1 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2018 r. poz. 9), są zgodne z prawdą;

2)

znane mi są i spełniam warunki określone w art. 70 ust. 3 ustawy, o której mowa w pkt 1.

”

;

klauzula ta zastępuje pouczenie organu o odpowiedzialności karnej za składanie fałszywych oświadczeń.

Art. 72.

Do obliczania współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej, o którym mowa w art. 70 ust. 3, stosuje się odpowiednio przepisy wydane na podstawie art. 53 ust. 4 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii.

Art. 73.

Odbiorca przemysłowy, który nie przekazał Prezesowi URE w terminie informacji oraz oświadczenia, o których mowa w art. 71 ust. 5, podał w tej informacji nieprawdziwe lub wprowadzające w błąd dane lub skorzystał z uprawnienia, o którym mowa w art. 70 ust. 3, nie spełniając określonych w tym przepisie warunków, nie może skorzystać z uprawnień, o których mowa w art. 70 ust. 3, przez okres 5 lat od zakończenia roku, za który została pobrana opłata mocowa.

Art. 74.

1.

Całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw, na potrzeby kalkulacji stawek opłaty mocowej, oblicza się zgodnie ze wzorem:

\( K_c = K_{AG} + K_{AD} + K_R - B \)

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_C

całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw,

K_AG

sumę iloczynów obowiązków mocowych i cen zamknięcia aukcji głównej na dany rok dostaw,

K_AD

sumę iloczynów obowiązków mocowych i odpowiednich cen zamknięcia aukcji dodatkowych na dany rok dostaw,

K_R

koszty, o których mowa w art. 77 ust. 3 i 4,

prognozowany stan środków pieniężnych na rachunku opłaty mocowej na dzień 31 grudnia danego roku, bez uwzględniania wpływów z kar za niewykonanie obowiązku mocowego w danym roku.

2.

Zarządca rozliczeń przekazuje Prezesowi URE, do dnia 31 sierpnia każdego roku, informacje o:

1)

wysokości kosztów, o których mowa w art. 77 ust. 3 i 4;

2)

prognozowanym stanie środków pieniężnych na rachunku opłaty mocowej na dzień 31 grudnia danego roku.

3.

Prezes URE kalkuluje stawki opłaty mocowej na rok kalendarzowy, pomniejszone o należny podatek od towarów i usług w rozumieniu ustawy z dnia 11 marca 2004 r. o podatku od towarów i usług.

4.

Prezes URE publikuje w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki do dnia 30 września każdego roku:

1)

stawki opłaty mocowej na kolejny rok;

2)

wybrane godziny doby przypadające na godziny szczytowego zapotrzebowania na moc w systemie, wyznaczone odrębnie dla kwartałów roku dostaw - na potrzeby obliczania opłaty mocowej należnej od odbiorców, o których mowa w art. 70 ust. 1 pkt 2.

5.

Prezes URE może ustalić różne stawki opłaty mocowej na poszczególne kwartały roku dostaw dla odbiorców, o których mowa w art. 70 ust. 1 pkt 2, uwzględniając w stawkach obliczonych zgodnie z ust. 1 sezonową zmienność zapotrzebowania na moc w systemie według zasad określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 76.

6.

Prezes URE oblicza, na podstawie danych z roku poprzedzającego rok ustalania stawek, koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o której mowa w art. 70 ust. 1 pkt 1, zgodnie ze wzorem:

\( K_{GD} = {{Z_{GD} } \over {Z_k - R}} \times K_C \)

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_GD

koszt rynku mocy dlagrupy odbiorców, o której mowa w art. 70 ust. 1 pkt 1,

Z_GD

roczne zużycie energii elektrycznej w gospodarstwach domowych,

Z_K

roczne zużycie energii elektrycznej w systemie przez odbiorców końcowych,

wolumen energii elektrycznej wynikający z uprawnień, o których mowa w art. 70 ust. 3, przysługujących odbiorcom przemysłowym w danym roku dostaw,

K_C

całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw.

7.

Stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych, o których mowa w art. 70 ust. 1 pkt 1, Prezes URE kalkuluje odrębnie w odniesieniu do odbiorców końcowych pobierających energię elektryczną w gospodarstwie domowym, zużywających rocznie:

1)

poniżej 500 kWh energii elektrycznej;

2)

od 500 kWh do 1200 kWh energii elektrycznej;

3)

powyżej 1200 kWh do 2800 kWh energii elektrycznej;

4)

powyżej 2800 kWh energii elektrycznej.

8.

W celu wyznaczenia odrębnych stawek opłaty mocowej dla gospodarstw domowych Prezes URE wyznacza stawkę bazową, zgodnie ze wzorem:

\( S = {{K_{GD} } \over {0,25 \times a + 0,6 \times b + c + 1,4 \times d}} \)

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

stawkę bazową,

K_GD

koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o której mowa w art. 70 ust. 1 pkt 1,

liczbę gospodarstw domowych zużywających rocznie poniżej 500 kWh energii elektrycznej,

liczbę gospodarstw domowych zużywających rocznie od 500 kWh do 1200 kWh energii elektrycznej,

liczbę gospodarstw domowych zużywających rocznie powyżej 1200 kWh do 2800 kWh energii elektrycznej,

liczbę gospodarstw domowych zużywających rocznie powyżej 2800 kWh energii elektrycznej.

9.

Stawki opłaty mocowej dla poszczególnych gospodarstw domowych wynoszą:

1)

0,25 × S/12 na miesiąc - w odniesieniu do odbiorców, o których mowa w ust. 7 pkt 1;

2)

0,6 × S/12 na miesiąc - w odniesieniu do odbiorców, o których mowa w ust. 7 pkt 2;

3)

1 × S/12 na miesiąc - w odniesieniu do odbiorców, o których mowa w ust. 7 pkt 3;

4)

1,4 × S/12 na miesiąc - w odniesieniu do odbiorców, o których mowa w ust. 7 pkt 4.

10.

Prezes URE oblicza koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o której mowa w art. 70 ust. 1 pkt 2, zgodnie ze wzorem:

\( K_P = K_C - K_{GD} \)

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_P

koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o której mowa w art. 70 ust. 1 pkt 2,

K_C

całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw,

K_GD

koszt rynku mocy dla grupy odbiorców, o której mowa w art. 70 ust. 1 pkt 1.

11.

Stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych, o których mowa w art. 70 ust. 1 pkt 2, Prezes URE kalkuluje według wyznaczonego zgodnie z ust. 10 kosztu dla tej grupy odbiorców oraz ilości energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez tych odbiorców w wybranych godzinach doby, o których mowa w ust. 4 pkt 2, z uwzględnieniem art. 70 ust. 3. Na potrzeby wyznaczenia tych stawek Prezes URE wykorzystuje dane z roku poprzedzającego rok ustalania stawek.

Art. 75.

1.

Przedsiębiorstwa, o których mowa w art. 69 ust. 2 pkt 2-4, przekazują operatorowi informacje o sumie należnych opłat mocowych w zakresie i terminach określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 76.

2.

Operator:

1)

pobiera od podmiotów, o których mowa w art. 69 ust. 2, opłatę mocową w należnej wysokości, pomniejszonej o wierzytelności z tytułu opłaty mocowej z poprzednich okresów rozliczeniowych odpisane w tym okresie rozliczeniowym jako wierzytelności nieściągalne w rozumieniu przepisów art. 16 ust. 2 ustawy z dnia 15 lutego 1992 r. o podatku dochodowym od osób prawnych (Dz. U. z 2017 r. poz. 2343, 2175, 2201 i 2369);

2)

gromadzi środki pieniężne z opłaty mocowej.

3.

Podmioty, o których mowa w art. 69 ust. 2, przekazują operatorowi środki pieniężne z opłaty mocowej należne za dany okres rozliczeniowy w sposób i w terminach określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 76.

4.

W przypadku gdy przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię elektryczną przyłączone jest jednocześnie do sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnej płatnika opłaty mocowej, środki z tytułu pobranej opłaty mocowej wnosi się do operatora.

5.

Odbiorca końcowy, przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędące płatnikiem opłaty mocowej, oraz przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię elektryczną, przyłączeni do sieci dystrybucyjnej, przekazują środki z tytułu opłaty mocowej do płatnika opłaty mocowej, w terminie określonym w przepisach wydanych na podstawie art. 76.

6.

Operator i płatnik opłaty mocowej sporządzają i przedstawiają Prezesowi URE pisemne informacje za każdy kwartał pobierania opłaty mocowej, zawierające dane dotyczące:

1)

liczby punktów poboru energii elektrycznej, o których mowa w art. 70 ust. 1 pkt 1, wraz z odpowiadającymi im przedziałami rocznego zużycia energii elektrycznej,

2)

ilości energii elektrycznej pobranej z sieci przez odbiorców, o których mowa w art. 70 ust. 1 pkt 2, w wybranych godzinach doby, o których mowa w art. 70 ust. 4 pkt 2,

3)

wysokości środków z tytułu opłaty mocowej należnych i uiszczonych w danym kwartale przez podmioty zobowiązane do jej wnoszenia

- w terminie miesiąca następującego po upływie kwartału, za który jest sporządzana informacja.

7.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędące płatnikiem opłaty mocowej, oraz przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię elektryczną, przyłączeni do sieci dystrybucyjnej przekazują płatnikowi opłaty mocowej informacje o sumie należnych opłat mocowych oraz informacje, o których mowa w ust. 6, w terminach określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 76.

Art. 76.

Minister właściwy do spraw energii określi, w drodze rozporządzenia, szczegółowy sposób pobierania opłaty mocowej, w tym terminy i sposób przekazywania operatorowi środków z tytułu opłaty mocowej, zakres i termin przekazywania operatorowi i płatnikowi opłaty mocowej informacji, w tym informacji o sumie należnych opłat mocowych i okresy rozliczeniowe między odpowiednio operatorem, płatnikami opłaty mocowej i innymi podmiotami zobowiązanymi do wnoszenia opłaty mocowej oraz sposób wyznaczania godzin doby przypadających na szczytowe zapotrzebowanie na moc w systemie na potrzeby obliczania opłaty mocowej należnej od odbiorców, o których mowa w art. 70 ust. 1 pkt 2, biorąc pod uwagę zapewnienie sprawnego przebiegu procesu pozyskiwania środków z opłaty mocowej oraz zachęcanie odbiorców do racjonalnego wykorzystywania mocy elektrycznej w ciągu doby.

Art. 77.

1.

Środki zgromadzone z tytułu opłaty mocowej, a także zatrzymane zabezpieczenia finansowe i kary, z wyłączeniem kar, o których mowa w art. 85, zwroty wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego, o którym mowa w art. 67 ust. 4, oraz odsetki od tych środków, stanowią własność operatora.

2.

Operator powierza zarządcy rozliczeń środki, o których mowa w ust. 1, zgromadzone za dany okres rozliczeniowy, pomniejszone o należny podatek od towarów i usług, powiększone o kwotę stanowiącą równowartość podatku od towarów i usług wskazanego w pisemnej dyspozycji zapłaty, o której mowa w art. 61 ust. 3, dokonując wpłaty na wyodrębniony rachunek bankowy, zwany dalej „rachunkiem opłaty mocowej”, do końca miesiąca następującego po zakończeniu okresu rozliczeniowego. W przypadku gdy kwota podatku od towarów i usług wskazana na fakturach dostawców mocy jest większa od kwoty podatku od towarów i usług należnego od środków, o których mowa w ust. 1, kwotę tej różnicy operator wpłaca na rachunek opłaty mocowej w terminie 3 miesięcy od zakończenia okresu rozliczeniowego.

3.

Zarządca rozliczeń zarządza powierzonymi środkami z opłaty mocowej i innych tytułów przewidzianych ustawą na rachunku opłaty mocowej, na zasadach określonych w art. 54 ust. 1 ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, oraz zapewnia płynność finansową rozliczeń umów mocowych, w tym może zaciągać zadłużenie na realizację wypłat wynagrodzenia za wykonanie obowiązku mocowego. Spłata zadłużenia łącznie z kosztami obsługi tego zadłużenia następuje ze środków zgromadzonych na rachunku opłaty mocowej.

4.

Zarządca rozliczeń za zarządzanie środkami z opłaty mocowej pobiera wynagrodzenie równe poniesionym uzasadnionym kosztom wynikającym z tej działalności, składającym się z kosztów prowadzenia rachunku opłaty mocowej, kosztów rozliczeń finansowych na rynku mocy oraz kosztów wynikających z zarządzania płynnością finansową na rynku mocy. Wynagrodzenie to jest finansowane ze środków z opłaty mocowej.

5.

Środki zgromadzone na rachunku opłaty przejściowej, o którym mowa w art. 17 ust. 3 ustawy wymienionej w ust. 3, mogą zostać przeznaczone na pokrycie niedoboru środków na rachunku opłaty mocowej, jeżeli nie spowoduje to niewykonania zobowiązań wynikających z ustawy, o której mowa w ust. 3. Wykorzystane środki z rachunku opłaty przejściowej podlegają zwrotowi w pełnej wysokości na rachunek opłaty przejściowej.

6.

Czynności, o których mowa w ust. 3 oraz 5, nie stanowią umowy pożyczki w rozumieniu ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 r. - Kodeks cywilny (Dz. U. z 2017 r. poz. 459, 933 i 1132) oraz ustawy z dnia 9 września 2000 r. o podatku od czynności cywilnoprawnych (Dz. U. z 2017 r. poz. 1150) i nie podlegają opodatkowaniu tym podatkiem.

7.

Nadwyżkę finansową wynikającą z różnicy ceny zamknięcia aukcji oraz ceny dla jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych zagranicznych w jednej strefie operator wykorzystuje w sposób określony w art. 16 ust. 6 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylającego rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 oraz na pokrycie kosztów operatora, z którym została zawarta umowa, o której mowa w art. 6 ust. 4.

8.

Przychody z wynagrodzenia, o którym mowa w art. 64 pkt 2, operator wykorzystuje w sposób określony w art. 16 ust. 6 rozporządzenia, o którym mowa w ust. 7.

Art. 78.

1.

Środki uzyskane z opłaty mocowej, z wyłączeniem wynagrodzenia zarządcy rozliczeń, o którym mowa w art. 77 ust. 4, nie stanowią przychodu zarządcy rozliczeń, w rozumieniu ustawy z dnia 15 lutego 1992 r. o podatku dochodowym od osób prawnych.

2.

Środki przekazane przez zarządcę rozliczeń dostawcy mocy na podstawie ustawy nie stanowią u zarządcy rozliczeń kosztów uzyskania przychodu w rozumieniu ustawy wymienionej w ust. 1.

3.

Operator tworzy rezerwę, w ciężar kosztów, do wysokości środków należnych z opłaty mocowej pomniejszonych o należny podatek od towarów i usług. Utworzenie rezerwy następuje odpowiednio w terminie, w którym opłata mocowa stanie się należna.

4.

Rezerwę, o której mowa w ust. 3, zwiększa się także o odsetki ustawowe od środków pochodzących z opłaty mocowej zgromadzonych na wyodrębnionym rachunku, jeżeli odsetki te stanowią u operatora przychód w rozumieniu ustawy wymienionej w ust. 1.

5.

Zmniejszenie lub rozwiązanie rezerwy, o której mowa w ust. 3, następuje w miesiącu, w którym:

1)

operator zaliczy do kosztów uzyskania przychodów w rozumieniu ustawy wymienionej w ust. 1 wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego lub premię, o której mowa w art. 66 ust. 1, w wysokości tego wynagrodzenia lub premii, pomniejszonych o należny podatek od towarów i usług, albo

2)

ustaną przyczyny jej utworzenia.

6.

Równowartość zmniejszonej lub rozwiązanej rezerwy, o której mowa w ust. 3, stanowi u operatora przychód w rozumieniu ustawy wymienionej w ust. 1, w dacie dokonania tej czynności.

Dział IV

Rozstrzyganie sporów i regulamin rynku mocy

Rozdział 1

Rozstrzyganie sporów

Art. 79.

W sprawach spornych dotyczących:

1)

procesów certyfikacji, w zakresie:

a)

odmowy wpisu jednostki fizycznej do rejestru przez operatora,

b)

odmowy wydania certyfikatu przez operatora lub wydania certyfikatu z parametrami odbiegającymi od tych, których dotyczył wniosek o certyfikację,

c)

nierównego traktowania właścicieli jednostek fizycznych lub podmiotów przez nich upoważnionych, lub dostawców mocy,

d)

prowadzenia przez operatora procesów certyfikacji niezgodnie z przepisami lub regulaminem rynku mocy, o którym mowa w art. 83,

2)

aukcji mocy, w zakresie:

a)

zachowania uczestników aukcji mocy niezgodnego z przepisami lub regulaminem rynku mocy, o którym mowa w art. 83,

b)

prowadzenia aukcji mocy przez operatora niezgodnie z przepisami lub regulaminem rynku mocy, o którym mowa w art. 83,

c)

niedopuszczenia jednostki rynku mocy do udziału w aukcji mocy,

3)

obrotu obowiązkiem mocowym na rynku wtórnym, w tym sprzeciwu zgłoszonego przez operatora w odniesieniu do transakcji na rynku wtórnym,

4)

danych wpisanych do rejestru lub danych, których wpisu odmówiono,

5)

naruszenia przez operatora zasad ogłaszania okresu zagrożenia,

6)

aukcji wstępnej

- rozstrzyga na wniosek strony, Prezes URE, w drodze decyzji.

Art. 80.

Wniosek do Prezesa URE o rozstrzygnięcie sporu składa się po rozpatrzeniu reklamacji w trybie określonym w regulaminie rynku mocy, o ile regulamin przewiduje możliwość jej złożenia w danej sprawie. Złożenie wniosku nie wstrzymuje działań podejmowanych na rynku mocy, których dotyczy spór, a rozstrzygnięcie sporu nie narusza praw ani obowiązków uczestników rynku mocy wynikających z trwających lub zakończonych działań na rynku mocy.

Art. 81.

1.

Od decyzji Prezesa URE wydanych na podstawie niniejszej ustawy, stronie służy odwołanie do Sądu Okręgowego w Warszawie - sądu ochrony konkurencji i konsumentów, w terminie 14 dni od dnia jej doręczenia.

2.

Postępowanie w sprawie odwołania od decyzji Prezesa URE toczy się według przepisów ustawy z dnia 17 listopada 1964 r. - Kodeks postępowania cywilnego (Dz. U. z 2016 r. poz. 1822, z późn. zm.) o postępowaniu w sprawach z zakresu regulacji energetyki.

szczegółowe warunki i sposób prowadzenia aukcji wstępnych oraz warunki aukcji;

11)

warunki i zasady zgłaszania do rejestru jednostek fizycznych zagranicznych.

Art. 84.

1.

Operator informuje na swojej stronie internetowej o publicznym dostępie do projektu regulaminu rynku mocy oraz o możliwości zgłaszania uwag, określając miejsce i termin ich zgłaszania, nie krótszy niż 14 dni od dnia udostępnienia projektu.

2.

Operator przedkłada Prezesowi URE, do zatwierdzenia, projekt regulaminu rynku mocy wraz z informacją o zgłoszonych uwagach oraz sposobie ich uwzględnienia. Operator zamieszcza te dokumenty na swojej stronie internetowej oraz przekazuje je ministrowi właściwemu do spraw energii.

3.

Prezes URE, w uzgodnieniu z ministrem właściwym do spraw energii, zatwierdza albo odmawia zatwierdzenia regulaminu rynku mocy, w drodze decyzji, w terminie 45 dni. Na postanowienie ministra właściwego do spraw energii zażalenie nie przysługuje.

4.

W przypadku odmowy zatwierdzenia regulaminu rynku mocy, Prezes URE, uzasadniając tę odmowę, wskazuje propozycje zmian oraz wyznacza termin przedłożenia nowego projektu regulaminu rynku mocy.

5.

Operator publikuje niezwłocznie na swojej stronie internetowej zatwierdzony przez Prezesa URE regulamin rynku mocy.

6.

Wniesienie odwołania od decyzji, o której mowa w ust. 3, nie wstrzymuje obowiązku przedłożenia nowego projektu regulaminu rynku mocy do zatwierdzenia.

Dział V

Kary pieniężne

Art. 85.

1.

Karze pieniężnej podlega ten, kto:

1)

nie wykonuje obowiązku, o którym mowa w art. 11;

2)

w certyfikacji przekazuje dane lub informacje nieprawdziwe lub niepełne;

3)

w certyfikacji lub w aukcji dopuścił się zachowania niezgodnego z przepisami prawa lub regulaminem rynku mocy;

4)

będąc obowiązanym, nie przekazał Prezesowi URE informacji lub oświadczenia, o których mowa w art. 71 ust. 5, lub skorzystał z uprawnienia, o którym mowa w art. 70 ust. 3, nie spełniając określonych w tym przepisie warunków;

5)

nie przekazuje w terminie dokumentów lub informacji, o których mowa w art. 5.

2.

Karze pieniężnej podlega operator w przypadku:

1)

nieprzeprowadzenia certyfikacji w terminie, o którym mowa w art. 3 ust. 2-4;

2)

prowadzenia certyfikacji niezgodnie z przepisami lub regulaminem rynku mocy;

3)

niezorganizowania aukcji wstępnej w terminie, o którym mowa w art. 4 ust. 2;

4)

nieogłoszenia daty aukcji wstępnej, zgodnie z art. 4 ust. 4;

5)

nieopublikowania wyników aukcji wstępnych w terminie, o którym mowa w art. 9 ust. 8;

6)

nieuprawnionego ujawnienia cen, o których mowa w art. 9 ust. 9;

7)

nieuzasadnionego nierównego traktowania zgłoszonych do certyfikacji jednostek fizycznych lub jednostek rynku mocy;

8)

nieprzedłożenia w terminie informacji, o których mowa w art. 10, art. 14, art. 27 lub art. 28;

9)

nieuzasadnionej odmowy wpisania jednostki fizycznej do rejestru;

10)

nieuzasadnionej odmowy wydania dostawcy mocy certyfikatu, o którym mowa w art. 23;

11)

nieogłoszenia dat aukcji głównej i dat aukcji dodatkowej w terminie, o którym mowa w art. 29 ust. 2;

12)

niezorganizowania aukcji głównej lub aukcji dodatkowej w terminie określonym w art. 29 ust. 2, z przyczyn leżących po stronie operatora;

13)

prowadzenia aukcji mocy niezgodnie z przepisami lub z regulaminem rynku mocy;

14)

nieuzasadnionego niedopuszczenia jednostki rynku mocy do udziału w aukcji mocy;

15)

nieprzekazania w terminie informacji, o której mowa w art. 38 ust. 2;

16)

naruszenia zasad ogłaszania okresu zagrożenia, o których mowa w art. 57 ust. 9.

3.

Karze pieniężnej podlega operator systemu dystrybucyjnego w przypadku:

1)

nieuzasadnionej odmowy współpracy z operatorem lub niedochowania terminów w przypadkach określonych w art. 3 ust. 5;

2)

nieprzekazania w terminie danych, o których mowa w art. 58 ust. 5, lub informacji, o której mowa w art. 75 ust. 6.

4.

Karę pieniężną, o której mowa w ust. 1-3, wymierza Prezes URE.

5.

Wysokość kary pieniężnej, o której mowa w ust. 1-3, nie może przekroczyć 5% przychodu ukaranego przedsiębiorcy, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym, a jeżeli kara pieniężna wymierzana jest przedsiębiorcy prowadzącemu działalność na podstawie koncesji, wysokość kary nie może przekroczyć 5% przychodu ukaranego przedsiębiorcy, wynikającego z działalności koncesjonowanej, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym.

6.

Kara pieniężna stanowi dochód budżetu państwa.

7.

Ustalając wysokość kary pieniężnej, Prezes URE uwzględnia rodzaj naruszenia i jego wpływ na rynek mocy, skutki naruszenia oraz możliwości finansowe przedsiębiorcy.

8.

Prezes URE może odstąpić od wymierzenia kary pieniężnej, jeżeli wpływ naruszenia na rynek mocy i jego skutki są znikome, a podmiot zaprzestał naruszania prawa lub zrealizował obowiązek.

9.

Karę pieniężną, o której mowa w ust. 1-3, uiszcza się w terminie 14 dni od dnia, w którym decyzja Prezesa URE o wymierzeniu kary pieniężnej stała się prawomocna.

10.

Kara pieniężna, o której mowa w ust. 1-3, podlega ściągnięciu w trybie przepisów o postępowaniu egzekucyjnym w administracji.

Dział VI

Przepisy zmieniające

Art. 86.

2.

Wysokość opłaty koncesyjnej stanowi iloczyn przychodów przedsiębiorstwa energetycznego, uzyskanych ze sprzedaży towarów lub usług w zakresie jego działalności objętej koncesją, osiągniętych w roku powstania obowiązku wniesienia opłaty oraz odpowiedniego ze współczynników, określonych w przepisach wydanych na podstawie ust. 6.

3.

Opłata koncesyjna dla każdego rodzaju działalności objętej koncesją nie może być mniejsza niż 1000 zł i większa niż 2 500 000 zł.

4.

Obowiązek wniesienia opłaty koncesyjnej powstaje na ostatni dzień roku kalendarzowego, w którym przedsiębiorstwo energetyczne osiągnęło z każdego rodzaju działalności objętej koncesją przychód większy lub równy zero. Do opłaty koncesyjnej stosuje się formularz w sprawie opłaty koncesyjnej, którego wzór określają przepisy wydane na podstawie ust. 6.

5.

Prezes URE może żądać od przedsiębiorstwa energetycznego, któremu została udzielona koncesja, informacji w sprawie opłaty koncesyjnej w zakresie dotyczącym podstaw oraz prawidłowości jej obliczenia.

6.

Rada Ministrów określi, w drodze rozporządzenia:

1)

szczegółowy zakres informacji w sprawie opłaty koncesyjnej, której może żądać Prezes URE, oraz sposób jej przekazania,

2)

sposób pobierania przez Prezesa URE opłaty koncesyjnej, w tym termin jej zapłaty,

3)

współczynniki opłaty koncesyjnej dla poszczególnych rodzajów działalności koncesjonowanej,

4)

wzór formularza w sprawie opłaty koncesyjnej

- z uwzględnieniem wysokości przychodów przedsiębiorstw energetycznych osiąganych z działalności objętej koncesją, a także kosztów regulacji oraz mając na względzie sprawność i rzetelność procesu obliczania i pobierania opłaty koncesyjnej.

7.

Przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające energię elektryczną w instalacji odnawialnego źródła energii o łącznej mocy instalacji odnawialnego źródła energii nieprzekraczającej 5 MW jest zwolnione z opłaty koncesyjnej w zakresie wytwarzania energii w tej instalacji.

”

;

4)

w art. 45 po ust. 1e dodaje się ust. 1f w brzmieniu:

„

1f.

W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się uzasadnione koszty wykonywania zadań określonych w ustawie z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy oraz koszty wprowadzenia i pobierania opłaty mocowej, o której mowa w tej ustawie.

”

;

5)

w art. 49a ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„

1.

Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej jest obowiązane sprzedawać nie mniej niż 30% energii elektrycznej wytworzonej w danym roku na giełdach towarowych w rozumieniu ustawy z dnia 26 października 2000 r. o giełdach towarowych lub na rynku organizowanym przez podmiot prowadzący na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej rynek regulowany, z zastrzeżeniem ust. 2.

”

;

W ustawie z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz. U. z 2017 r. poz. 569) wprowadza się następujące zmiany:

1)

w art. 54:

a)

ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„

1.

Środki zgromadzone przez Zarządcę Rozliczeń S.A. w ramach działalności, o której mowa w art. 49, mogą być lokowane w:

1)

skarbowych papierach wartościowych,

2)

obligacjach gwarantowanych lub poręczanych przez Skarb Państwa,

3)

depozytach bankowych i bankowych papierach wartościowych w walucie polskiej

- z uwzględnieniem ust. 3.

”

b)

ust. 3 otrzymuje brzmienie:

„

3.

W przypadku przewidywanego terminu wymagalności lokat, o którym mowa w ust. 2, dłuższego niż 6 miesięcy, Zarządca Rozliczeń S.A., za zgodą walnego zgromadzenia, lokuje środki finansowe w certyfikatach inwestycyjnych funduszu inwestycyjnego, zarządzanego przez towarzystwo funduszy inwestycyjnych, w którym podmiotem dominującym, w rozumieniu ustawy z dnia 27 maja 2004 r. o funduszach inwestycyjnych i zarządzaniu alternatywnymi funduszami inwestycyjnymi (Dz. U. z 2016 r. poz. 1896, z późn. zm.), jest Skarb Państwa lub państwowa osoba prawna.

”

;

2)

w art. 56 w ust. 2 w pkt 3 kropkę zastępuje się średnikiem i dodaje się pkt 4 w brzmieniu:

„

4)

wyznaczeniu innego podmiotu dokonującego rozliczeń finansowych rynku mocy na mocy ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2018 r. poz. 9).

”

Art. 89.

W ustawie z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2017 r. poz. 1148, 1213 i 1593) wprowadza się następujące zmiany:

1)

w art. 82 w ust. 1 we wprowadzeniu do wyliczenia:

a)

wyrazy „art. 72 pkt 1” zastępuje się wyrazami „art. 72 ust. 1 pkt 1”,

b)

wyrazy „art. 72 pkt 2” zastępuje się wyrazami „art. 72 ust. 1 pkt 2”;

2)

w art. 105:

a)

uchyla się ust. 1,

b)

ust. 2 otrzymuje brzmienie:

„

2.

Termin wymagalności lokat środków zgromadzonych na rachunku opłaty OZE, operator rozliczeń energii odnawialnej, o którym mowa w art. 106, dostosowuje do terminu wypłat kwot na pokrycie ujemnego salda, o którym mowa w art. 93 ust. 1 pkt 4 i ust. 2 pkt 3.

”

;

3)

w art. 169 w ust. 1 w pkt 1 wyrazy „pkt 1-19” zastępuje się wyrazami „pkt 1-18”;

4)

w art. 170 w ust. 4 w pkt 2 wyrazy „pkt 12, 18 i 19” zastępuje się wyrazami „pkt 12 i 18”;

5)

w art. 172 wyrazy „art. 168 pkt 1-19” zastępuje się wyrazami „art. 168 pkt 1-18”.

Dział VII

Przepisy przejściowe, dostosowujące i końcowe

Art. 90.

1.

5.

Prognozowane zapotrzebowanie na moc dla okresu dostaw przypadającego na lata 2022 i 2023 zostanie określone z uwzględnieniem wyników odpowiednio pierwszej i drugiej aukcji głównej.

6.

Dla aukcji głównych na okresy dostaw określone w ust. 2 korekcyjny współczynnik dyspozycyjności dla jednostek rynku mocy redukcji zapotrzebowania wynosi 1.

7.

Przepisy wykonawcze, w przypadku, o którym mowa w ust. 4, minister właściwy do spraw energii określi do dnia 22 sierpnia 2018 r.

8.

Certyfikację do aukcji głównej dla okresów dostaw przypadających na lata 2021-2023 rozpoczyna się w dniu 5 września 2018 r. i kończy w dniu 31 października 2018 r.

9.

Aukcje główne na okres dostaw dla:

1)

2021 r. - przeprowadza się w dniu 15 listopada 2018 r.;

2)

2022 r. - przeprowadza się w dniu 5 grudnia 2018 r.;

3)

2023 r. - przeprowadza się w dniu 21 grudnia 2018 r.

Art. 95.

Jednostka rynku mocy wytwórcza składająca się z jednostki fizycznej wytwórczej istniejącej, która rozpoczęła wytwarzanie energii elektrycznej po dniu 1 lipca 2017 r., dla której wykazane zostanie spełnienie parametrów, o których mowa w art. 32 ust. 1 pkt 4, w pierwszej aukcji głównej jest uprawniona do posiadania statusu cenotwórcy oraz do zawarcia umowy mocowej na okres nie dłuższy niż odpowiednio 5 lub 15 okresów dostaw albo na okres dostaw dłuższy o dwa lata niż maksymalny określony odpowiednio w art. 25 ust. 4 pkt 1 lub 2, jeżeli jednostka ta spełni warunki, o których mowa w art. 25 ust. 5.

Art. 96.

1.

Na potrzeby certyfikacji do pierwszej aukcji głównej, okres ponoszenia nakładów inwestycyjnych, o których mowa w art. 32 ust. 2, obejmuje okres od dnia 1 stycznia 2014 r.

2.

Na potrzeby certyfikacji do drugiej aukcji głównej, okres ponoszenia nakładów inwestycyjnych, o których mowa w art. 32 ust. 2, obejmuje okres od dnia 1 stycznia 2017 r.

Art. 97.

1.

Operator tworzy rejestr:

1)

w zakresie funkcjonalności pozwalających na przeprowadzenie certyfikacji ogólnej - do dnia 28 lutego 2018 r.;

2)

w zakresie funkcjonalności pozwalających na przeprowadzenie certyfikacji do aukcji mocy - do dnia 31 lipca 2018 r.;

3)

w zakresie funkcjonalności pozwalających na organizację rynku wtórnego - do dnia 31 grudnia 2019 r.;

4)

w pozostałym zakresie - do dnia 30 czerwca 2020 r.

2.

Operator tworzy dedykowany system teleinformatyczny, o którym mowa w art. 4 ust. 3 w zakresie:

1)

funkcjonalności pozwalających na przeprowadzenie aukcji głównych - do dnia 31 października 2018 r.;

2)

pozostałych funkcjonalności - do dnia 31 grudnia 2019 r.

3.

Operator informuje Prezesa URE oraz ministra właściwego do spraw energii o utworzeniu rejestru oraz dedykowanego systemu teleinformatycznego, o którym mowa w art. 4 ust. 3, niezwłocznie odpowiednio po upływie terminów, o których mowa w ust. 1 i 2.

Art. 98.

Prezes URE ogłasza wykaz, o którym mowa w art. 16 ust. 3, nie później niż 2 tygodnie przed rozpoczęciem pierwszej certyfikacji ogólnej.

Art. 99.

1.

Opłatę mocową pobiera się od dnia 1 października 2020 r.

2.

Prezes URE kalkuluje stawki opłaty mocowej na okres od dnia 1 października 2020 r. do dnia 31 grudnia 2021 r. proporcjonalnie dla tego okresu, zapewniając przeniesienie kosztów wynikających z umów mocowych zawartych na rok dostaw 2021.

Art. 100.

Obowiązek, o którym mowa w art. 49a ust. 1 ustawy zmienianej w art. 86, w brzmieniu nadanym niniejszą ustawą, za rok 2018 przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej realizuje w odniesieniu do energii elektrycznej wytworzonej od dnia 1 stycznia 2018 r.

Art. 101.

Dotychczasowe przepisy wykonawcze wydane na podstawie art. 53 ust. 4 ustawy zmienianej w art. 89 zachowują moc do dnia wejścia w życie przepisów wykonawczych wydanych na podstawie art. 53 ust. 4 ustawy zmienianej w art. 89, w brzmieniu nadanym niniejszą ustawą, jednak nie dłużej niż 24 miesiące od dnia wejścia w życie niniejszej ustawy i mogą być zmieniane w tym okresie.

Art. 102.

Dotychczasowe przepisy wykonawcze wydane na podstawie art. 34 ust. 3 ustawy zmienianej w art. 86 zachowują moc do dnia wejścia w życie przepisów wykonawczych wydanych na podstawie art. 34 ust. 6 ustawy zmienianej w art. 86, w brzmieniu nadanym niniejszą ustawą, jednak nie dłużej niż przez okres 12 miesięcy od dnia wejścia w życie niniejszej ustawy.

Art. 103.

1.

Rada Ministrów, nie później niż w 2024 r., na podstawie analiz bilansowych krajowego systemu elektroenergetycznego i oceny stopnia rozwoju rynku energii, dokona oceny funkcjonowania rynku mocy i przedłoży Sejmowi Rzeczypospolitej Polskiej informację o skutkach jej obowiązywania wraz z propozycjami zmian rynku mocy albo zniesienia rynku mocy.

2.

W przypadku zniesienia rynku mocy lub zaprzestania organizowania aukcji mocy w przypadku, o którym mowa w ust. 1, zawarte umowy mocowe zachowują moc i podlegają wykonaniu.

Art. 104.

Do dnia wydania decyzji Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w:

1)

art. 60 ust. 1 z rynkiem wewnętrznym albo decyzji stwierdzającej, że środek ten nie stanowi pomocy publicznej, umowa mocowa nie podlega wykonaniu;

2)

art. 70 ust. 3 z rynkiem wewnętrznym albo decyzji stwierdzającej, że środek ten nie stanowi pomocy publicznej, przepisów art. 70 ust. 3 i art. 71-73 nie stosuje się.

Art. 105.

1.

Limit wydatków z budżetu państwa przeznaczonych na wykonywanie zadań Prezesa URE wynikających z ustawy wynosi w roku:

1)

2018 r. - 391 926 zł;

2)

2019 r. - 351 926 zł;

3)

2020 r. - 351 926 zł;

4)

2021 r. - 351 926 zł;

5)

2022 r. - 351 926 zł;

6)

2023 r. - 351 926 zł;

7)

2024 r. - 351 926 zł;

8)

2025 r. - 351 926 zł;

9)

2026 r. - 351 926 zł;

10)

2027 r. - 351 926 zł.

2.

Prezes URE monitoruje wykorzystanie limitu wydatków, o którym mowa w ust. 1, oraz wdraża mechanizmy korygujące, o których mowa w ust. 3.

3.

W przypadku gdy wielkość wydatków po pierwszym półroczu danego roku budżetowego wyniesie więcej niż 65% limitu wydatków przewidzianych na dany rok, dysponent środków obniża wielkość środków przeznaczonych na wydatki w drugim półroczu o kwotę stanowiącą różnicę między wielkością tego limitu a kwotą przekroczenia wydatków.

4.

W przypadku gdy wielkość wydatków w poszczególnych miesiącach jest zgodna z planem finansowym, przepisu ust. 3 nie stosuje się.

Art. 106.

1.

Limit wydatków z budżetu państwa przeznaczonych na wykonywanie zadań ministra właściwego do spraw energii wynikających z ustawy wynosi w:

1)

2018 r. - 427 427 zł;

2)

2019 r. - 387 427 zł;

3)

2020 r. - 387 427 zł;

4)

2021 r. - 387 427 zł;

5)

2022 r. - 387 427 zł;

6)

2023 r. - 387 427 zł;

7)

2024 r. - 387 427 zł;

8)

2025 r. - 387 427 zł;

9)

2026 r. - 387 427 zł;

10)

2027 r. - 387 427 zł.

2.

Minister właściwy do spraw energii monitoruje wykorzystanie limitu wydatków, o którym mowa w ust. 1, oraz wdraża mechanizmy korygujące, o których mowa w ust. 3.

3.

4.

W przypadku gdy wielkość wydatków w poszczególnych miesiącach jest zgodna z planem finansowym, przepisu ust. 3 nie stosuje się.

Art. 107.

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

Niniejszą ustawą zmienia się ustawy: ustawę z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, ustawę z dnia 27 kwietnia 2001 r. - Prawo ochrony środowiska, ustawę z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej oraz ustawę z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii.

Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 115 z 25.04.2013, str. 39 oraz w Dz. Urz. UE L 163 z 15.06.2013, str. 1.

Zmiana wymienionej dyrektywy została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 158 z 19.06.2012, str. 25.

Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2016 r. poz. 1823, 1860, 1948, 2138, 2199, 2260 i 2261, z 2017 r. poz. 67, 85, 187, 768, 933, 1133, 1136, 1452, 1475, 1596, 1727, 1883, 2180, 2245 i 2491 oraz z 2018 r. poz. 5.

Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2017 r. poz. 785, 898, 1089, 1529, 1566, 1888, 1999, 2056, 2180 i 2290.

Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2016 r. poz. 1948 i 2260 oraz z 2017 r. poz. 724, 768, 791, 1089 i 2491.

Spis treści

Treść ustawy

Dział I Przepisy ogólne

Rozdział 1 Przedmiot ustawy

Art. 1.

1.

2.

Rozdział 2 Definicje

Art. 2.

1.

1)

2)

3)

4)

5)

6)

7)

a)

b)

8)

9)

10)

11)

12)

13)

14)

15)

16)

17)

18)

19)

20)

21)

22)

23)

24)

25)

26)

27)

28)

29)

30)

31)

32)

33)

34)

2.

Dział II Organizacja rynku mocy

Rozdział 1 Przepisy ogólne

Art. 3.

1.

1)

2)

3)

2.

3.

4.

5.

6.

Art. 4.

1.

2.

3.

4.

5.

Art. 5.

Rozdział 2 Udział mocy zagranicznych w rynku mocy

Art. 6.

1.

1)

2)

2.

3.

1)

2)

3)

4.

1)

2)

3)

Dział I

Przepisy ogólne

Rozdział 1

Przedmiot ustawy

Rozdział 2

Definicje

Dział II

Organizacja rynku mocy

Rozdział 1

Przepisy ogólne

Rozdział 2

Udział mocy zagranicznych w rynku mocy

Rozdział 3

Certyfikacja ogólna