Na podstawie
art. 11x ust. 2 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne
(Dz. U. z 2021 r. poz. 716, z późn. zm.4)Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2021 r.
poz. 868, 1093, 1505, 1642, 1873, 2269, 2271, 2376 i 2490 oraz z 2022 r. poz. 1, 200,
202 i 631.) zarządza się, co następuje:
Rozdział 2
Wymagania funkcjonalne, jakie spełnia system pomiarowy
§ 3.
1.
System pomiarowy zapewnia w szczególności:
1)
pozyskiwanie danych pomiarowych rejestrowanych przez:
b)
liczniki zdalnego odczytu, w tym energii czynnej pobranej z sieci elektroenergetycznej
i wprowadzonej do sieci elektroenergetycznej, energii biernej w czterech kwadrantach,
mocy czynnej pobranej z sieci elektroenergetycznej i wprowadzonej do sieci elektroenergetycznej
oraz wartości skutecznej napięcia;
2)
obsługę poleceń, w tym wykonywanych za pośrednictwem centralnego systemu informacji
rynku energii;
3)
dostęp odbiorców końcowych, przez interfejs komunikacyjny licznika zdalnego odczytu,
zgodnie z pkt 2.6 załącznika nr 1 do rozporządzenia, do danych niezatwierdzonych dotyczących
zużycia w czasie zbliżonym do rzeczywistego;
4)
dwukierunkową komunikację między systemem zdalnego odczytu a licznikiem zdalnego odczytu;
5)
wykonywanie odczytów liczników zdalnego odczytu co najmniej raz na dobę na potrzeby
realizacji procesów rynku energii, usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej
oraz usług systemowych;
6)
realizację zdalnego załączania i wyłączania zasilania lub zmiany poziomu ograniczenia
mocy 15-minutowej w liczniku zdalnego odczytu zabudowanym w bezpośrednim układzie
pomiarowym;
7)
synchronizację czasu w licznikach zdalnego odczytu;
8)
bezpieczne przesyłanie danych pomiarowych przez zastosowanie uwierzytelniania i szyfrowania
zgodnie z pkt 10.11 załącznika nr 1 do rozporządzenia;
9)
rejestrowanie zdarzeń, o których mowa w pkt 5 załącznika nr 1 do rozporządzenia;
10)
stosowanie rozwiązań zapewniających skuteczność i terminowość realizowanych procesów
oraz kompletność danych pomiarowych;
12)
przechowywanie informacji rynku energii w celu realizacji usług przesyłania lub dystrybucji
energii elektrycznej oraz usług systemowych;
13)
rejestrowanie każdej operacji na danych w systemie pomiarowym oraz działań na licznikach
konwencjonalnych i licznikach zdalnego odczytu w sposób umożliwiający jednoznaczną
identyfikację tych operacji i działań;
14)
walidację, estymację i edycję danych pomiarowych;
15)
wykonywanie operacji na danych pomiarowych zgodnie z § 17.
2.
System pomiarowy umożliwia odczyt wskaźników jakości energii elektrycznej zgodnie
z pkt 2.1 załącznika nr 3 do rozporządzenia.
3.
System pomiarowy przy współpracy z analizatorami jakości energii elektrycznej instalowanymi
w układzie pomiarowo-rozliczeniowym kategorii A umożliwia w szczególności:
1)
odczyt danych pomiarowych z analizatorów jakości energii elektrycznej w trybie automatycznym
oraz na żądanie dla zadanego przez użytkownika okresu pomiarowego;
2)
przetwarzanie danych pomiarowych odczytanych z analizatorów jakości energii elektrycznej;
3)
analizowanie i raportowanie danych pomiarowych z analizatorów jakości energii elektrycznej
w zakresie weryfikacji, czy są spełnione wymagania dotyczące dotrzymania parametrów
jakościowych energii elektrycznej na poziomach określonych w przepisach wydanych na
podstawie art. 9 ust. 3 i 4 ustawy oraz w instrukcjach, o których mowa w art. 9g ust.
1 i 12 ustawy;
4)
udostępnianie raportów dotyczących jakości energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym;
5)
synchronizację czasu analizatorów jakości energii elektrycznej;
6)
obsługę:
a)
błędów w systemie pomiarowym,
b)
zakłóceń w pracy analizatorów jakości energii elektrycznej,
7)
rejestrowanie i wysyłanie komunikatów w przypadku przekroczenia ustawionych parametrów;
8)
zapewnienie ochrony przesyłania danych pomiarowych przez zastosowanie algorytmów szyfrowanej
komunikacji zgodnie z pkt 7.2 załącznika nr 2 do rozporządzenia.
Rozdział 3
Wymagania w zakresie bezpieczeństwa systemu pomiarowego, w tym ochrony tego systemu
przed nieuprawnioną ingerencją w ten system oraz nieuprawnionym dostępem do informacji
rynku energii
§ 4.
1.
System pomiarowy działa w sposób ciągły oraz zapewniający jego ochronę przed nieuprawnioną
ingerencją. W tym celu stosuje się środki techniczne i organizacyjne polegające w
szczególności na:
1)
ustaleniu warunków i sposobu przydzielania uprawnień do dostępu do informacji rynku
energii przetwarzanych w systemie pomiarowym;
2)
opracowaniu instrukcji bezpieczeństwa systemu pomiarowego, w tym zarządzania ryzykiem
oraz procedury bezpiecznej eksploatacji tego systemu umożliwiającej w szczególności
jak najszybsze wykrywanie incydentów zagrażających bezpieczeństwu tego systemu;
3)
okresowym sprawdzaniu stanu bezpieczeństwa systemu pomiarowego i odpowiednim podnoszeniu
poziomu tego bezpieczeństwa;
4)
stosowaniu zabezpieczeń na możliwie wielu różnych poziomach organizacji ochrony systemu
pomiarowego w celu ograniczenia występowania przypadków, w których przełamanie pojedynczego
zabezpieczenia będzie skutkować naruszeniem poufności, integralności lub dostępności
danych pomiarowych;
5)
opracowaniu procedury postępowania w przypadku awarii elementów systemu pomiarowego;
6)
zapewnieniu odporności na awarie systemu pomiarowego, w szczególności przez zapewnienie
ciągłości działania jego systemów telekomunikacyjnych i teleinformatycznych przez
co najmniej 8 godzin po wystąpieniu awarii;
7)
stosowaniu zabezpieczeń przed działaniem złośliwego oprogramowania;
8)
zapewnieniu autoryzacji autentyczności i sprawdzeniu integralności aktualizacji oprogramowania
systemu pomiarowego;
9)
zapewnieniu poufności, integralności oraz dostępności informacji rynku energii;
10)
zabezpieczeniu przed nieuprawnionym dostępem do informacji rynku energii oraz przypadkowymi
zmianami i celową modyfikacją tych informacji.
2.
Licznik zdalnego odczytu spełnia wymagania techniczno-funkcjonalne określone w pkt
10 załącznika nr 1 do rozporządzenia dla danej kategorii.
Rozdział 4
Wymagania, jakie spełniają układy pomiarowo-rozliczeniowe w zależności od miejsca
ich instalacji oraz ich przeznaczenia
§ 5.
1.
Liczniki konwencjonalne, liczniki zdalnego odczytu, przekładniki prądowe i przekładniki
napięciowe są skonstruowane i działają w sposób zgodny z najlepszą praktyką i aktualnym
poziomem wiedzy technicznej opisanym w szczególności w odpowiednich Polskich Normach
lub normach wydawanych przez krajowe lub międzynarodowe organizacje oraz spełniają
wymagania określone w przepisach odrębnych, z zastrzeżeniem § 8.
2.
Liczniki konwencjonalne, liczniki zdalnego odczytu, przekładniki prądowe oraz przekładniki
napięciowe, które nie podlegają prawnej kontroli metrologicznej, mają świadectwo wzorcowania
potwierdzające poprawność pomiaru zgodnie z deklarowaną klasą dokładności, wydane
przez laboratorium akredytowane w danym zakresie przez jednostkę akredytującą będącą
pełnoprawnym członkiem Europejskiej Współpracy w dziedzinie Akredytacji EA (European
co-operation for Accreditation) i sygnatariuszem wielostronnego porozumienia o wzajemnym
uznawaniu akredytacji EAMLA (European co-operation for Accreditation Multilateral
Agreement) lub przez krajowe instytucje metrologiczne NMI (National Metrology Institute)
będące pełnoprawnym członkiem Europejskiego Stowarzyszenia Krajowych Instytutów Metrologicznych
EURAMET (European Association of National Metrology Institutes), lub przez Okręgowe
Urzędy Miar, wchodzące w skład administracji miar w Rzeczypospolitej Polskiej. W przypadku
przekładników instalowanych w układach pomiarowo-rozliczeniowych kategorii A dopuszcza
się wykonanie wzorcowania przez laboratorium posiadające odpowiednie wyposażenie techniczne
zweryfikowane pod względem metrologicznym przez laboratorium, o którym mowa w zdaniu
pierwszym.
3.
Okres między kolejnymi wzorcowaniami liczników, o których mowa w ust. 2, jest równy
okresowi ważności legalizacji liczników klasy C, które podlegają tej kontroli, zgodnie
z przepisami odrębnymi.
§ 6.
1.
W polach rozdzielni:
1)
będących własnością operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego - instaluje
się układ pomiarowo-rozliczeniowy podstawowy i rezerwowy tego operatora, z wyłączeniem
licznika zdalnego odczytu w układzie rezerwowym;
2)
niebędących własnością operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego - instaluje
się licznik zdalnego odczytu tego operatora w układzie pomiarowo-rozliczeniowym podstawowym.
2.
Licznik zdalnego odczytu należący do operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego
lub właściciela urządzeń, instalacji lub sieci, w przypadku gdy użytkownik systemu
jest przyłączony do urządzeń, instalacji lub sieci, na których nie wyznaczono operatora
systemu elektroenergetycznego, instaluje się:
1)
w układzie pomiarowo-rozliczeniowym,
2)
w układzie pomiarowo-rozliczeniowym podstawowym i rezerwowym - o ile występują
- w przypadku podmiotów zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV,
zaliczonych do II, III i VI grupy przyłączeniowej, oraz gdy układ pomiarowo-rozliczeniowy,
o którym mowa w pkt 1 lub 2, jest zlokalizowany w obiekcie będącym w eksploatacji
podmiotu przyłączonego.
3.
Układ pomiarowo-rozliczeniowy albo układ pomiarowo-rozliczeniowy podstawowy i rezerwowy
- o ile występują, należący do operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego
lub właściciela urządzeń, instalacji lub sieci, w przypadku gdy użytkownik systemu
jest przyłączony do urządzeń, instalacji lub sieci, na których nie wyznaczono operatora
systemu elektroenergetycznego, instaluje się:
1)
w obiekcie będącym w eksploatacji tego operatora lub właściciela urządzeń, instalacji
lub sieci - w przypadku podmiotów zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym
niż 1 kV, zaliczonych do II, III i VI grupy przyłączeniowej;
2)
w obiekcie przyłączonym do sieci - w przypadku podmiotów zasilanych z sieci o napięciu
znamionowym nie wyższym niż 1 kV, zaliczonych do IV, V i VI grupy przyłączeniowej.
§ 7.
1.
Rozwiązania techniczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych dzieli się na następujące
kategorie:
1)
dla układów pomiarowo-rozliczeniowych podmiotów zaliczonych do I i II grupy przyłączeniowej:
kategoria A - układy pomiarowo-rozliczeniowe dla pomiarów energii elektrycznej dla
urządzeń, instalacji lub sieci, niezależnie od mocy pobieranej lub wprowadzanej do
sieci;
2)
dla układów pomiarowo-rozliczeniowych podmiotów zaliczonych do III grupy przyłączeniowej:
a)
kategoria B3 - układy pomiarowo-rozliczeniowe dla pomiarów energii elektrycznej dla
urządzeń, instalacji lub sieci, o mocy pobieranej lub wprowadzanej do sieci większej
niż 5 MW,
b)
kategoria B2 - układy pomiarowo-rozliczeniowe dla pomiarów energii elektrycznej dla
urządzeń, instalacji lub sieci, o mocy pobieranej lub wprowadzanej do sieci większej
niż 40 kW i nie większej niż 5 MW,
c)
kategoria B1 - układy pomiarowo-rozliczeniowe dla pomiarów energii elektrycznej dla
urządzeń, instalacji lub sieci, o mocy pobieranej lub wprowadzanej do sieci nie większej
niż 40 kW;
3)
dla układów pomiarowo-rozliczeniowych podmiotów zaliczonych do IV i V grupy przyłączeniowej:
a)
kategoria C2 - układy pomiarowo-rozliczeniowe dla pomiarów energii elektrycznej dla
urządzeń, instalacji lub sieci, o mocy pobieranej lub wprowadzanej do sieci większej
niż 40 kW,
b)
kategoria C1 - układy pomiarowo-rozliczeniowe dla pomiarów energii elektrycznej dla
urządzeń, instalacji lub sieci, o mocy pobieranej lub wprowadzanej do sieci nie większej
niż 40 kW.
2.
Dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kategorii, o których mowa w ust. 1, wartość
mocy pobieranej lub wprowadzonej do sieci jest wyznaczana na podstawie wskazań licznika
konwencjonalnego lub licznika zdalnego odczytu. W przypadku gdy wartość mocy pobieranej
lub wprowadzonej do sieci przez podmiot jest nieznana, wartość mocy pobieranej lub
wprowadzanej do sieci jest wyznaczana jako wartość mocy przyłączeniowej.
3.
Dla podmiotów zaliczonych do VI grupy przyłączeniowej stosuje się kategorię układu
pomiarowo-rozliczeniowego odpowiednią do poziomu napięcia w miejscu przyłączenia podmiotu
do sieci i mocy pobieranej lub wprowadzanej do sieci.
4.
Dla układu pomiarowo-rozliczeniowego kategorii B2 i B1 dopuszcza się jego zainstalowanie
po stronie niskiego napięcia transformatora, zgodnie z wymaganiami określonymi w instrukcji,
o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy.
5.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe poszczególnych kategorii spełniają następujące wymagania:
1)
dla kategorii A:
a)
przekładniki mają klasę dokładności nie gorszą niż 0,2S dla przekładników prądowych
i 0,2 dla przekładników napięciowych oraz są instalowane w każdej z faz,
b)
liczniki zdalnego odczytu mają klasę dokładności nie gorszą niż 0,2S dla pomiaru energii
czynnej oraz nie gorszą niż 0,5S dla pomiaru energii biernej;
2)
dla kategorii B3, B2 i B1:
a)
przekładniki mają klasę dokładności nie gorszą niż 0,2S dla przekładników prądowych
i 0,2 dla przekładników napięciowych oraz są instalowane w każdej z faz, o ile występują
w układzie pomiarowo-rozliczeniowym,
b)
liczniki zdalnego odczytu mają klasę dokładności nie gorszą niż C dla pomiaru energii
czynnej oraz nie gorszą niż 1 lub 1S dla pomiaru energii biernej;
3)
dla kategorii C1:
a)
przekładniki prądowe mają klasę dokładności nie gorszą niż 0,2 i są instalowane w
każdej z faz, o ile występują w układzie pomiarowo-rozliczeniowym,
b)
liczniki konwencjonalne i liczniki zdalnego odczytu mają klasę dokładności nie gorszą
niż B dla pomiaru energii czynnej oraz nie gorszą niż 1 dla pomiaru energii biernej;
4)
dla kategorii C2:
a)
przekładniki prądowe mają klasę dokładności nie gorszą niż 0,2 i są instalowane w
każdej z faz, o ile występują w układzie pomiarowo-rozliczeniowym,
b)
liczniki konwencjonalne i liczniki zdalnego odczytu mają klasę dokładności nie gorszą
niż C dla pomiaru energii czynnej oraz nie gorszą niż 1 lub 1S dla pomiaru energii
biernej.
6.
Dla układu pomiarowo-rozliczeniowego kategorii A i B3 stosuje się układ pomiarowo-rozliczeniowy
podstawowy oraz układ pomiarowo-rozliczeniowy rezerwowy.
7.
Układ pomiarowo-rozliczeniowy rezerwowy spełnia następujące wymagania:
1)
dla kategorii A - liczniki zdalnego odczytu w układzie pomiarowo-rozliczeniowym podstawowym
i rezerwowym są zasilane z oddzielnych rdzeni lub uzwojeń przekładników zainstalowanych
w tym samym miejscu;
2)
dla kategorii B3 - liczniki zdalnego odczytu w układzie pomiarowo-rozliczeniowym podstawowym
i rezerwowym mogą być zasilane z jednego rdzenia lub uzwojenia przekładników.
8.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe:
1)
wykorzystywane do rozliczeń za energię elektryczną, za usługi przesyłania lub dystrybucji
energii elektrycznej lub za usługi systemowe instaluje się:
a)
po stronie górnego napięcia transformatorów blokowych i transformatorów - w przypadku
ogólnych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci NN/WN,
b)
po stronie WN transformatorów NN/WN lub w polach liniowych NN/WN, stanowiących miejsce
przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci - w przypadku innych podmiotów przyłączonych
do sieci NN/WN,
c)
na zaciskach generatorów jednostek wytwórczych świadczących usługi systemowe,
d)
w miejscach przyłączenia magazynów energii elektrycznej do sieci elektroenergetycznej,
e)
po stronie napięcia sieci, na której dany podmiot jest przyłączony - w przypadku podmiotów
przyłączonych do sieci SN i nN,
f)
w miejscu przyłączenia ogólnodostępnej stacji ładowania do sieci elektroenergetycznej,
g)
w miejscu przyłączenia punktu ładowania należącego do odbiorcy końcowego oraz w budynku
mieszkalnym wielorodzinnym - w przypadku gdy odbiorca końcowy posiada tytuł prawny
do lokalu w tym budynku i stanowisko postojowe do wyłącznego użytku oraz zgodę zarządcy
nieruchomości lub zarządu wspólnoty lub spółdzielni, lub osoby sprawującej zarząd
nad nieruchomością na instalację punktu ładowania,
h)
w przypadku gdy magazyn energii elektrycznej jest częścią jednostki wytwórczej lub
instalacji odnawialnego źródła energii niebędącej mikroinstalacją, lub hybrydowej
instalacji odnawialnego źródła energii, w miejscu przyłączenia odpowiednio magazynu
energii elektrycznej do:
-
-
-
-
instalacji odnawialnego źródła energii, lub
-
-
hybrydowej instalacji odnawialnego źródła energii;
2)
wykorzystywane do rozliczeń prowadzonych w ramach bilansowania systemu elektroenergetycznego
i wymiany międzysystemowej instaluje się:
a)
w polach liniowych NN i WN linii stanowiących połączenie krajowego systemu elektroenergetycznego
z systemami elektroenergetycznymi innych państw,
b)
w polach liniowych WN linii stanowiących połączenia między sieciami operatorów systemu
dystrybucyjnego elektroenergetycznego,
c)
w miejscach połączenia między sieciami operatorów systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego
na napięciu SN i nN;
3)
wykorzystywane do realizacji innych procesów rynku energii instaluje się:
a)
w przypadku wytwórców, dla których jest wymagane potwierdzanie przez operatora systemu
elektroenergetycznego ilości energii elektrycznej niezbędnej do posiadania uprawnień
wynikających z systemów wsparcia w rozumieniu przepisów odrębnych, w miejscach określonych
w tych przepisach,
b)
po stronie nN transformatora w stacjach elektroenergetycznych transformujących napięcie
SN/nN,
c)
w miejscach w sieci na poziomie SN i nN, w których energia elektryczna jest zużywana
na potrzeby własne operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora
systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w stacjach elektroenergetycznych NN/WN
i NN/SN:
-
-
w przypadku stacji sieciowych - w miejscach, w których jest realizowany pobór energii
elektrycznej przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego od operatora
systemu przesyłowego elektroenergetycznego, w celu zasilania ich potrzeb własnych
związanych z wykonywaną działalnością gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji
energii elektrycznej,
-
-
w przypadku stacji znajdujących się przy jednostkach wytwórczych - w miejscach, w
których jest realizowany pobór energii elektrycznej przez operatora systemu przesyłowego
elektroenergetycznego od wytwórcy, w celu zasilania potrzeb własnych operatora systemu
przesyłowego elektroenergetycznego związanych z wykonywaną działalnością gospodarczą
w zakresie przesyłania energii elektrycznej;
4)
w pozostałych przypadkach - w miejscu wskazanym w umowie.
§ 8.
Liczniki zdalnego odczytu spełniają minimalne wymagania techniczno-funkcjonalne określone
w załączniku nr 1 do rozporządzenia oraz minimalne wymagania dotyczące wskaźników
jakości dostawy energii elektrycznej określone w załączniku nr 3 do rozporządzenia.
§ 9.
1.
Analizatory jakości energii elektrycznej spełniają minimalne wymagania techniczno-funkcjonalne
określone w załączniku nr 2 do rozporządzenia.
2.
Operator systemu elektroenergetycznego instaluje analizator jakości energii elektrycznej
w układzie pomiarowo-rozliczeniowym kategorii A - w przypadku:
2)
wytwórców wykorzystujących energię wiatru lub promieniowania słonecznego lub innych
wytwórców, dla których instalacja jest uzasadniona - biorąc pod uwagę lokalizację
i rolę obiektu w świadczeniu usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
3)
magazynów energii elektrycznej.
3.
Operator systemu elektroenergetycznego może zainstalować analizator jakości energii
elektrycznej w innych miejscach niż wskazane w ust. 2 u podmiotów I i II grupy przyłączeniowej,
dla których instalacja jest uzasadniona ze względów technicznych.
4.
Analizatory jakości energii elektrycznej mają dokumenty potwierdzające właściwości
funkcjonalne i metrologiczne zgodnie z najlepszą praktyką i aktualnym poziomem wiedzy
technicznej opisanym w szczególności w odpowiednich Polskich Normach lub normach wydawanych
przez krajowe lub międzynarodowe organizacje, wydane przez akredytowane laboratorium,
o którym mowa w § 5 ust. 2 zdanie pierwsze.
5.
Wprowadzane do obrotu analizatory jakości energii elektrycznej posiadają świadectwo
wzorcowania potwierdzające poprawność pomiarów zgodnie z deklarowaną klasą dokładności,
wydane przez akredytowane laboratorium, o którym mowa w § 5 ust. 2 zdanie pierwsze.
6.
Okres między kolejnymi wzorcowaniami analizatora jakości energii elektrycznej określa
właściciel tego analizatora, przy czym okres między kolejnymi wzorcowaniami nie może
być dłuższy niż okres ważności legalizacji liczników klasy C podlegających prawnej
kontroli metrologicznej, zgodnie z przepisami odrębnymi.
Rozdział 5
Wymagania, jakie spełniają dane pomiarowe oraz inne informacje rejestrowane przez
liczniki zdalnego odczytu, polecenia odbierane przez liczniki zdalnego odczytu, dane
pomiarowe oraz informacje wysyłane przez licznik zdalnego odczytu do urządzeń w gospodarstwie
domowym, a także warunki przesyłania tych danych, informacji i poleceń
§ 10.
1.
Dane pomiarowe oraz inne informacje rejestrowane przez liczniki zdalnego odczytu spełniają
minimalne wymagania określone w pkt 2 i 5 załącznika nr 1 do rozporządzenia.
2.
Dane pomiarowe w systemie zdalnego odczytu podlegają walidacji, a w przypadkach, o
których mowa w § 15 ust. 1 i 4 - uzupełnieniu danymi zastępczymi lub skorygowanymi.
3.
Wszystkie dane pomiarowe w systemie pomiarowym oznacza się:
1)
znacznikiem daty i czasu rejestracji danej pomiarowej lub
2)
znacznikiem daty i czasu wyznaczenia danej pomiarowej.
4.
Wszystkie dane pomiarowe w systemie pomiarowym oznacza się statusem danych pomiarowych.
5.
Status danych pomiarowych wskazuje na:
1)
źródło ich pochodzenia pozwalające na ustalenie, że zostały:
a)
odczytane lokalnie z licznika konwencjonalnego lub licznika zdalnego odczytu,
b)
odczytane zdalnie z licznika zdalnego odczytu,
c)
przekazane przez odbiorcę,
d)
wyznaczone w systemie pomiarowym;
2)
poprawność danych pomiarowych.
6.
Status danych pomiarowych określa się na podstawie:
1)
zdarzeń zarejestrowanych w układzie pomiarowo-rozliczeniowym, o których mowa w pkt
5 załącznika nr 1 do rozporządzenia, dla danych pomiarowych pozyskanych z licznika
zdalnego odczytu lub
2)
sposobu wyznaczenia tych danych w systemie pomiarowym.
7.
Dane pomiarowe w systemie pomiarowym wyznacza się w szczególności:
1)
zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 46 ust. 3 i 4 ustawy - na potrzeby
rozliczenia energii elektrycznej pobranej;
2)
zgodnie z § 15 ust. 1 i 4.
8.
Zdarzenia rejestrowane przez liczniki zdalnego odczytu podlegają weryfikacji przez
operatora systemu elektroenergetycznego pod względem przyczyny ich zaistnienia i wpływu
na poprawność zarejestrowanych danych pomiarowych.
§ 11.
1.
Polecenie odbierane przez licznik zdalnego odczytu jest jednoznaczne i zgodne z funkcjonalnością
licznika zdalnego odczytu oraz jest wydawane w sposób zapewniający spełnienie wymagań
określonych w pkt 10.8 i 10.12 załącznika nr 1 do rozporządzenia.
2.
Licznik zdalnego odczytu w układzie pomiarowo-rozliczeniowym kategorii A, B3, B2,
B1 i C2 wykonuje w szczególności polecenie:
1)
zmiany konfiguracji stref czasowych;
2)
zmiany ustawienia zakresu danych pomiarowych przekazywanych z licznika zdalnego odczytu
do systemu zdalnego odczytu;
4)
synchronizacji i ustawienia czasu lub aktualizacji kalendarza.
3.
Licznik zdalnego odczytu w układzie pomiarowo-rozliczeniowym kategorii C1 wykonuje
w szczególności polecenie:
1)
załączenia lub wyłączenia elementu wykonawczego, w tym w celu wstrzymania lub wznowienia
dostarczania energii elektrycznej lub dla przedpłatowej formy rozliczeń w ramach umowy
kompleksowej;
2)
zmiany wartości ogranicznika mocy;
4)
zmiany zakresu danych pomiarowych przekazywanych z licznika zdalnego odczytu do systemu
zdalnego odczytu;
5)
synchronizacji i ustawienia czasu lub aktualizacji kalendarza.
4.
Polecenia do licznika zdalnego odczytu są:
1)
inicjowane bezpośrednio w systemie pomiarowym przez właściwego operatora systemu elektroenergetycznego
albo właściciela urządzeń, instalacji lub sieci, w przypadku gdy użytkownik systemu
jest przyłączony do urządzeń, instalacji lub sieci, na których nie wyznaczono operatora
systemu elektroenergetycznego, albo
2)
przekazywane do systemu pomiarowego za pośrednictwem centralnego systemu informacji
rynku energii, zgodnie ze standardami wymiany informacji centralnego systemu informacji
rynku energii.
§ 12.
Dane pomiarowe oraz informacje udostępniane przez licznik zdalnego odczytu do infrastruktury
sieci domowej, a także warunki ich przesyłania spełniają minimalne wymagania określone
w pkt 2.6 załącznika nr 1 do rozporządzenia.
Rozdział 6
Standardy komunikacji między licznikiem zdalnego odczytu a systemem zdalnego odczytu
§ 13.
1.
Standardy komunikacji między licznikiem zdalnego odczytu a systemem zdalnego odczytu
spełniają w szczególności następujące wymagania:
1)
umożliwiają bezpieczne przekazywanie danych pomiarowych oraz innych informacji rejestrowanych
przez licznik zdalnego odczytu między licznikiem zdalnego odczytu a systemem zdalnego
odczytu;
2)
komunikacja w systemie zdalnego odczytu odbywa się zgodnie z najlepszą praktyką i
aktualnym poziomem wiedzy technicznej opisanym w szczególności w odpowiednich Polskich
Normach lub normach wydawanych przez krajowe lub międzynarodowe organizacje, zapewniającym
interoperacyjność zastosowanego rozwiązania;
3)
użyte do komunikacji rozwiązania techniczne i protokoły komunikacyjne zapewniają prawidłową
i bezpieczną komunikację.
2.
Użyte w rozwiązaniach technicznych standardy protokołów komunikacyjnych zapewniają
możliwość podwyższania tych standardów i są dostępne publicznie.
Rozdział 7
Sposób funkcjonowania liczników zdalnego odczytu w trybie przedpłatowym oraz sposób
dokonywania rozliczeń w tym trybie
§ 14.
1.
Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego przekazuje do centralnego systemu
informacji rynku energii informację, czy w danym punkcie poboru energii istnieje możliwość
wykorzystywania licznika zdalnego odczytu do przedpłatowej formy rozliczeń.
2.
Sprzedawca, w zależności od stanu salda dekrementującego, decyduje o załączeniu lub
wyłączeniu elementu wykonawczego licznika zdalnego odczytu przez wysłanie do operatora
systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, za pośrednictwem centralnego systemu
informacji rynku energii, żądania załączenia lub wyłączenia elementu wykonawczego
licznika zdalnego odczytu, zgodnie ze standardami wymiany informacji centralnego systemu
informacji rynku energii.
3.
Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego przyjmuje przesyłane od sprzedawcy
za pośrednictwem centralnego systemu informacji rynku energii żądanie załączenia lub
wyłączenia elementu wykonawczego licznika zdalnego odczytu, zgodnie ze standardami
wymiany informacji centralnego systemu informacji rynku energii.
4.
Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego wykonuje żądanie załączenia
lub wyłączenia elementu wykonawczego licznika zdalnego odczytu w ciągu jednego dnia
roboczego od chwili otrzymania tego żądania z centralnego systemu informacji rynku
energii.
5.
Sprzedawca informuje odbiorcę o tym, że po doładowaniu przez odbiorcę salda dekrementującego
załączenie elementu wykonawczego licznika zdalnego odczytu może nastąpić pod nieobecność
odbiorcy w obiekcie lub lokalu bez odrębnego powiadomienia odbiorcy, oraz o konieczności
przygotowania urządzeń lub instalacji w sposób umożliwiający ich bezpieczną eksploatację
po załączeniu elementu wykonawczego licznika zdalnego odczytu.
6.
Sprzedawca informuje odbiorcę nie rzadziej niż raz na dobę o stanie jego salda dekrementującego
za pośrednictwem przeznaczonego do tego kanału komunikacji takiego jak SMS lub e-mail
lub innego kanału komunikacji określonego w umowie kompleksowej.
Rozdział 8
Sposób wyznaczania zastępczych danych pomiarowych oraz skorygowanych danych pomiarowych
§ 15.
1.
Jeżeli nie ma możliwości pozyskania rzeczywistych danych pomiarowych z licznika konwencjonalnego
lub licznika zdalnego odczytu, operator systemu elektroenergetycznego albo właściciel
urządzeń, instalacji lub sieci, w przypadku gdy użytkownik systemu jest przyłączony
do urządzeń, instalacji lub sieci, na których nie wyznaczono operatora systemu elektroenergetycznego,
wyznacza dane zastępcze w sposób odzwierciedlający rzeczywiste ilości energii elektrycznej.
2.
Dla punktu pomiarowego, w którym jest zainstalowany licznik zdalnego odczytu, zastępcze
dane pomiarowe wyznacza się z uwzględnieniem:
1)
rzeczywistych danych pomiarowych pochodzących z innych układów pomiarowo-rozliczeniowych
lub elementów układu pomiarowo-rozliczeniowego operatora systemu elektroenergetycznego
albo właściciela urządzeń, instalacji lub sieci, w przypadku gdy użytkownik systemu
jest przyłączony do urządzeń, instalacji lub sieci, na których nie wyznaczono operatora
systemu elektroenergetycznego, z tego samego okresu, lub
2)
rzeczywistych danych pomiarowych pochodzących z tego samego układu pomiarowo-rozliczeniowego,
z okresu poprzedzającego okres braku rzeczywistych danych pomiarowych lub następującego
po tym okresie, z uwzględnieniem charakterystyki zmienności przepływu energii elektrycznej
oraz innych udokumentowanych okoliczności mających wpływ na przepływ energii elektrycznej
w okresie braku rzeczywistych danych pomiarowych.
3.
Dla punktu pomiarowego, w którym jest zainstalowany licznik konwencjonalny, zastępcze
dane pomiarowe wyznacza się z uwzględnieniem średniodobowego przepływu energii elektrycznej
w ostatnim okresie rozliczeniowym za świadczone usługi dystrybucji, z uwzględnieniem
sezonowości poboru energii elektrycznej i standardowych profili przepływu energii
elektrycznej. Jeżeli nie można ustalić średniodobowego przepływu energii elektrycznej
na podstawie poprzedniego okresu rozliczeniowego, podstawą wyliczenia ilości energii
elektrycznej jest wskazanie układu pomiarowo-rozliczeniowego z następnego okresu rozliczeniowego,
z uwzględnieniem sezonowości przepływu energii elektrycznej oraz innych udokumentowanych
okoliczności mających wpływ na wielkość przepływu tej energii.
4.
W przypadku gdy dane pomiarowe pozyskane z licznika zdalnego odczytu albo licznika
konwencjonalnego są błędne, skorygowane dane pomiarowe wyznacza się:
1)
z uwzględnieniem współczynników korekcyjnych właściwych dla stwierdzonej nieprawidłowości
lub awarii, o ile jest możliwe ich określenie, lub
2)
analogicznie jak w przypadku wyznaczania danych zastępczych, jeżeli określenie współczynników
korekcyjnych nie jest możliwe.
5.
Przepisów ust. 2-4 nie stosuje się, jeżeli w punkcie pomiarowym, dla którego zachodzi
konieczność wyznaczenia zastępczych danych pomiarowych lub skorygowanych danych pomiarowych,
jest zainstalowany rezerwowy układ pomiarowo-rozliczeniowy. W takim przypadku ilość
energii elektrycznej wyznacza się na podstawie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego
rezerwowego pod warunkiem, że ten układ zarejestrował poprawne dane pomiarowe.
Rozdział 9
Sposób wyznaczania wskaźników skuteczności i niezawodności komunikacji w systemie
pomiarowym
§ 16.
1.
Wskaźnik skuteczności pozyskiwania danych pomiarowych dla doby „n” z liczników zdalnego
odczytu za pośrednictwem systemu zdalnego odczytu wynosi co najmniej:
1)
90% do godziny 09.00 doby „n+1”;
2)
94% do godziny 12.00 doby „n+3”;
3)
96% do godziny 24.00 doby „n+7”.
2.
Dla liczników zdalnego odczytu, dla których dane pomiarowe nie zostały pozyskane w
terminie, o którym mowa w ust. 1 pkt 3, operator systemu elektroenergetycznego albo
właściciel urządzeń, instalacji lub sieci, w przypadku gdy użytkownik systemu jest
przyłączony do urządzeń, instalacji lub sieci, na których nie wyznaczono operatora
systemu elektroenergetycznego, pozyskuje rzeczywiste dane pomiarowe w terminie 30
dni od doby „n”, z wyłączeniem przypadku, o którym mowa w ust. 9 pkt 1.
3.
W przypadku, o którym mowa w ust. 2, operator systemu elektroenergetycznego albo właściciel
urządzeń, instalacji lub sieci, w przypadku gdy użytkownik systemu jest przyłączony
do urządzeń, instalacji lub sieci, na których nie wyznaczono operatora systemu elektroenergetycznego,
podejmuje czynności mające na celu przywrócenie komunikacji z licznikiem zdalnego
odczytu.
4.
Wskaźnik skuteczności pozyskiwania danych pomiarowych jest wyznaczany nie później
niż ostatniego dnia trzeciego miesiąca kalendarzowego następującego po miesiącu, w
którym zainstalowano licznik zdalnego odczytu.
5.
Dla grupy nie większej niż 200 liczników zdalnego odczytu przyłączonych do tej samej
stacji elektroenergetycznej transformującej napięcie SN/nN wskaźnik skuteczności przekazywania
poleceń z centralnego systemu informacji rynku energii za pośrednictwem systemu pomiarowego
do liczników zdalnego odczytu w okresie 3 godzin nie może być niższy niż 95%.
6.
W przypadku liczników zdalnego odczytu, dla których nie doszło do skutecznego przekazania
poleceń z centralnego systemu informacji rynku energii za pośrednictwem systemu pomiarowego,
operator systemu elektroenergetycznego lub właściciel urządzeń, instalacji lub sieci,
w przypadku gdy użytkownik systemu jest przyłączony do urządzeń, instalacji lub sieci,
na których nie wyznaczono operatora systemu elektroenergetycznego, wykonuje polecenia
nie później niż:
1)
do 24 godzin od chwili otrzymania z centralnego systemu informacji rynku energii poleceń
o wysokim priorytecie wykonania,
2)
do 3 dni roboczych od chwili otrzymania z centralnego systemu informacji rynku energii
poleceń o normalnym priorytecie wykonania
- jeżeli przyczyna wydania polecenia jest aktualna lub jeżeli polecenie nie zostało
odwołane.
7.
Poleceniem o wysokim priorytecie wykonania jest polecenie załączenia dostarczania
energii elektrycznej oraz polecenie ograniczenia mocy dla trybu awaryjnego. Pozostałe
polecenia są poleceniami o normalnym priorytecie wykonania.
8.
W przypadku licznika zdalnego odczytu, dla którego doszło do skutecznego przekazania
poleceń z systemu pomiarowego, licznik ten wykonuje polecenie natychmiastowo lub w
terminie określonym w tym poleceniu.
9.
Przy obliczaniu wskaźników skuteczności, o których mowa w ust. 1 pkt 3, nie uwzględnia
się liczników konwencjonalnych i liczników zdalnego odczytu, do których operator systemu
elektroenergetycznego lub właściciel urządzeń, instalacji lub sieci, w przypadku gdy
użytkownik systemu jest przyłączony do urządzeń, instalacji lub sieci, na których
nie wyznaczono operatora systemu elektroenergetycznego, nie miał dostępu zdalnego
i dostępu lokalnego:
1)
z przyczyny leżącej po stronie użytkownika systemu niebędącego operatorem systemu
elektroenergetycznego lub właścicielem urządzeń, instalacji lub sieci, w przypadku
gdy użytkownik systemu jest przyłączony do urządzeń, instalacji lub sieci, na których
nie wyznaczono operatora systemu elektroenergetycznego;
2)
na skutek awarii sieci elektroenergetycznej na obszarze, na którym jest zlokalizowany
licznik zdalnego odczytu.
10.
Operator systemu elektroenergetycznego albo właściciel urządzeń, instalacji lub sieci,
w przypadku gdy użytkownik systemu jest przyłączony do urządzeń, instalacji lub sieci,
na których nie wyznaczono operatora systemu elektroenergetycznego, wykazuje i dokumentuje
okoliczności, o których mowa w ust. 9.
11.
Przy obliczaniu wskaźników skuteczności, o których mowa:
1)
w ust. 1 pkt 1 i 2 oraz ust. 4 - uwzględnia się odpowiednio okoliczności, o których
mowa w ust. 9;
2)
w ust. 1 pkt 3 - uwzględnia się odpowiednio okoliczność, o której mowa w ust. 9 pkt
1.
12.
Sposób wyznaczenia wskaźników niezawodności komunikacji w systemie pomiarowym określa
załącznik nr 4 do rozporządzenia.
Rozdział 10
Szczegółowy zakres danych pomiarowych i innych informacji pozyskiwanych z licznika
zdalnego odczytu
§ 17.
1.
W przypadku odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwie domowym zakres danych pomiarowych
pozyskiwanych z licznika zdalnego odczytu obejmuje:
1)
zarejestrowane dane pomiarowe dotyczące energii elektrycznej:
a)
pobranej w punkcie poboru energii - zsumowane do okresów 15-minutowych,
b)
wprowadzonej w punkcie poboru energii - zsumowane do okresów 15-minutowych;
2)
zarejestrowane dane pomiarowe dotyczące wartości mocy czynnej i mocy biernej;
3)
informacje o wskaźnikach jakości lub parametrach jakościowych w zakresie energii elektrycznej
w punkcie poboru energii;
4)
informacje o zdarzeniach rejestrowanych przez licznik zdalnego odczytu;
5)
zarejestrowane dane pomiarowe dotyczące energii elektrycznej w punkcie ładowania w
rozumieniu
art. 2 pkt 17 ustawy z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych
(Dz. U. z 2021 r. poz. 110, 1093 i 2269);
6)
inne dane pomiarowe, których obowiązek rejestrowania wynika z przepisów odrębnych.
2.
Operator systemu elektroenergetycznego oraz właściciel urządzeń, instalacji lub sieci,
w przypadku gdy użytkownik systemu jest przyłączony do urządzeń, instalacji lub sieci,
na których nie wyznaczono operatora systemu elektroenergetycznego, pozyskuje z liczników
zdalnego odczytu:
1)
zarejestrowane dane pomiarowe dotyczące energii elektrycznej:
a)
pobranej w punkcie poboru energii - zsumowane do okresów 15-minutowych,
b)
wprowadzonej w punkcie poboru energii - zsumowane do okresów 15-minutowych,
c)
wprowadzonej do sieci przez wytwórców - zsumowane do okresów 15-minutowych;
2)
zarejestrowane dane pomiarowe dotyczące wartości mocy czynnej i mocy biernej;
3)
informacje o wskaźnikach jakości oraz parametrach jakościowych w zakresie energii
elektrycznej w punkcie poboru energii;
4)
informacje o zdarzeniach rejestrowanych przez licznik zdalnego odczytu;
5)
inne dane pomiarowe, których obowiązek rejestrowania wynika z przepisów odrębnych.
3.
Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego pozyskuje z liczników zdalnego
odczytu lub zestawów koncentratorowo-bilansujących, zainstalowanych w stacjach SN/nN
stanowiących element sieci dystrybucyjnej, w szczególności:
1)
zarejestrowane dane pomiarowe dotyczące energii elektrycznej;
2)
zarejestrowane dane pomiarowe dotyczące wartości mocy czynnej i mocy biernej;
3)
informacje o wskaźnikach jakości lub parametrach jakościowych w zakresie energii elektrycznej
w miejscu instalacji licznika zdalnego odczytu;
4)
informacje o statusie pracy licznika zdalnego odczytu;
5)
informacje o zarejestrowanych zdarzeniach.
Rozdział 11
Wymagania dla licznika zdalnego odczytu w celu skomunikowania go z urządzeniami odbiorcy
energii elektrycznej w gospodarstwie domowym
§ 18.
1.
W celu skomunikowania licznika zdalnego odczytu z urządzeniami odbiorcy energii elektrycznej
w gospodarstwie domowym licznik zdalnego odczytu wyposaża się w interfejs komunikacyjny
do komunikacji lokalnej spełniający wymagania określone w pkt 7.3.2 załącznika nr
1 do rozporządzenia.
2.
Interfejs komunikacyjny licznika zdalnego odczytu do komunikacji lokalnej zapewnia
ochronę przesyłanych danych pomiarowych do urządzeń odbiorcy w gospodarstwie domowym
przez zastosowanie algorytmów szyfrowanej komunikacji.
Rozdział 12
Informacje przekazywane odbiorcy końcowemu o liczniku zdalnego odczytu oraz o przetwarzaniu
danych osobowych tego odbiorcy
§ 19.
Operator systemu elektroenergetycznego lub właściciel urządzeń, instalacji lub sieci,
w przypadku gdy użytkownik systemu jest przyłączony do urządzeń, instalacji lub sieci,
na których nie wyznaczono operatora systemu elektroenergetycznego, udostępnia odbiorcy
końcowemu, u którego ma zostać lub został zainstalowany licznik zdalnego odczytu,
informacje dotyczące:
1)
sposobu komunikacji licznika zdalnego odczytu z urządzeniami odbiorcy końcowego;
2)
funkcji licznika zdalnego odczytu oraz interoperacyjności charakteryzującej ten licznik;
3)
usług, z jakich można korzystać za pomocą licznika zdalnego odczytu;
4)
korzyści, jakie można osiągnąć dzięki posiadaniu licznika zdalnego odczytu;
5)
przetwarzania danych osobowych tego odbiorcy w zakresie określonym w art. 13 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/679 z dnia 27 kwietnia
2016 r. w sprawie ochrony osób fizycznych w związku z przetwarzaniem danych osobowych
i w sprawie swobodnego przepływu takich danych oraz uchylenia dyrektywy 95/46/WE (ogólne
rozporządzenie o ochronie danych).
Rozdział 13
Przepisy przejściowe i przepis końcowy
§ 20.
W okresie 36 miesięcy od dnia wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wskaźnik
skuteczności pozyskiwania danych pomiarowych dla doby „n” z liczników zdalnego odczytu
za pośrednictwem systemu zdalnego odczytu wynosi co najmniej:
1)
90% do godziny 9.00 doby „n+1”;
2)
93% do godziny 12.00 doby „n+3”;
3)
95% do godziny 24.00 doby „n+7”.
§ 21.
1.
Przepisy rozporządzenia stosuje się do układów pomiarowo-rozliczeniowych instalowanych
lub modernizowanych po dniu wejścia w życie rozporządzenia.
2.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe:
1)
zainstalowane lub zmodernizowane w okresie od dnia 4 lipca 2019 r. do dnia wejścia
w życie rozporządzenia oraz
2)
instalowane po dniu wejścia w życie rozporządzenia, które zostały zakupione lub były
objęte postępowaniem przetargowym wszczętym przed tym dniem
- dostosowuje się do wymagań określonych w rozporządzeniu w terminie do dnia 4 lipca
2031 r.
§ 22.
Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia, z wyjątkiem §
11 ust. 4 pkt 2, § 14, § 16 ust. 5 i 6 oraz pkt 3 załącznika nr 4 do rozporządzenia,
które wchodzą w życie z dniem 1 lipca 2024 r.