{"html": "

stosowne aktualizacje tych danych, zgodnie z zakresem wymiany danych z operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych i ze znaczącymi użytkownikami sieci, o których mowa w art. 40 ust. 5 rozporządzenia 2017/1485.

\n

§ 34

\n

1.

\n

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

\n
1)prognozowanego zapotrzebowania sieci;
\n
2)prognozowanego wytwarzania energii elektrycznej przez poszczególne grupy zasobów;
\n
3)prognozowanej mocy dyspozycyjnej w krajowym systemie elektroenergetycznym;
\n
4)prognozowanej wymiany międzysystemowej;
\n
5)planowanych ograniczeń dyspozycyjności modułów wytwarzania energii i odstawień modułów wytwarzania energii;
\n
6)prognozowanych ograniczeń sieciowych oraz węzłów sieci lub grupy węzłów sieci, których te ograniczenia dotyczą, wraz ze wskazaniem minimalnej liczby dyspozycyjnych modułów wytwarzania energii w danym węźle sieci lub danej grupie węzłów sieci oraz minimalnej mocy dyspozycyjnej modułów wytwarzania energii w danym węźle sieci lub danej grupie węzłów sieci;
\n
7)przewidywanej nadwyżki mocy dostępnej dla operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego;
\n
8)dostępności mocy wynikającej z funkcjonowania rynku mocy, o którym mowa w ustawie z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy.
\n

2.

\n

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

\n

3.

\n

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

\n
1)prognozowanego wytwarzania energii elektrycznej przez poszczególne grupy zasobów;
\n
2)prognozowanego zapotrzebowania sieci i zapotrzebowania na moc krajowego systemu elektroenergetycznego;
\n
3)prognozowanej wymiany międzysystemowej;
\n
4)prognozowanego stanu zakontraktowania krajowego systemu elektroenergetycznego;
\n
5)cen i wielkości zakupionych mocy bilansujących;
\n
6)prognozowanej wielkości rezerwy operacyjnej.
\n

4.

\n

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

\n
1)zapotrzebowania na moc w krajowym systemie elektroenergetycznym;
\n
2)wytwarzania energii elektrycznej przez poszczególne grupy zasobów;
\n
3)mocy dyspozycyjnej w krajowym systemie elektroenergetycznym;
\n
4)wymiany międzysystemowej;
\n
5)stanu zakontraktowania krajowego systemu elektroenergetycznego;
\n
6)cen i wielkości mocy bilansujących;
\n
7)cen i wielkości rezerwy operacyjnej;
\n
8)cen i ilości energii bilansującej;
\n
9)cen i wielkości niezbilansowania.
\n

§ 35

\n

1.

\n

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

\n

2.

\n

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

\n
1)określa katalog usług systemowych;
\n
2)może określić zasady nabywania, świadczenia i rozliczania usług systemowych.
\n

3.

\n

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

\n

4.

\n

O planowanym wykorzystaniu usług systemowych operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego informuje na zasadach określonych w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195, w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust.

\n

1 ustawy, lub w umowie dotyczącej świadczenia tych usług.

\n

5.

\n

Warunki działania w charakterze dostawcy usług w zakresie obrony systemu oraz usług w zakresie odbudowy operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego ustanawia w trybie i na zasadach określonych w rozporządzeniu Komisji (UE) 2017/2196 z dnia 24 listopada 2017 r. ustanawiającym kodeks sieci dotyczący stanu zagrożenia i stanu odbudowy systemów elektroenergetycznych (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 54, z późn. zm.) 11)Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 31 z 01.02.2019, str. 108., zwanym dalej „rozporządzeniem 2017/2196”, oraz w instrukcji, o której mowa w art.

\n

9g ust. 1 ustawy.

\n

Rozdział 7

\n

Sposób koordynacji planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego

\n

§ 36

\n

1.

\n

Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego współpracuje z operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz wytwórcami energii elektrycznej, odbiorcami końcowymi i posiadaczami magazynów energii elektrycznej, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączone do sieci przesyłowej elektroenergetycznej, w celu koordynacji planowania rozwoju tej sieci i sieci 110 kV.

\n

2.

\n

Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego współpracuje z innymi operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz pozostałymi przedsiębiorstwami energetycznymi i odbiorcami końcowymi, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączone do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej, w celu koordynacji planowania rozwoju tej sieci.

\n

§ 37

\n

1.

\n

W celu koordynacji rozwoju systemów elektroenergetycznych oraz opracowania przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej planów rozwoju tych systemów operatorzy systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz wytwórcy energii elektrycznej i posiadacze magazynów energii elektrycznej, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączone do sieci przesyłowej elektroenergetycznej lub do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej, oraz odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci przesyłowej elektroenergetycznej przekazują:

\n
1)operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego dane i informacje niezbędne do opracowania przez niego planu rozwoju oraz koordynacji rozwoju sieci przesyłowej elektroenergetycznej i sieci 110 kV;
\n
2)właściwemu operatorowi systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego dane i informacje niezbędne do opracowania przez niego planu rozwoju oraz koordynacji rozwoju sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej.
\n

2.

\n

W celu koordynacji rozwoju systemów elektroenergetycznych oraz opracowania przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej planów rozwoju tych systemów operatorzy systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych uzgadniają z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego plan przedsięwzięć inwestycyjnych:

\n
1)w sieci 110 kV, które wymagają koordynacji działań inwestycyjnych w sieci przesyłowej elektroenergetycznej i sieci 110 kV;
\n
2)w sieciach dystrybucyjnych elektroenergetycznych, które wymagają koordynacji działań inwestycyjnych.
\n

§ 38

\n

1.

\n

Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, przedsiębiorstwo energetyczne niebędące operatorem oraz odbiorcy końcowi, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączone do sieci operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, przesyłają właściwemu operatorowi informacje i dane niezbędne do opracowania planów rozwoju i koordynowania rozwoju sieci przesyłowej i dystrybucyjnej elektroenergetycznej dotyczące:

\n
1)mocy i energii elektrycznej - w zakresie ich zużycia i zapotrzebowania na nie;
\n
2)przedsięwzięć - w zakresie zarządzania popytem na energię elektryczną;
\n
3)charakterystyk: a) stacji i linii elektroenergetycznych, b) modułów wytwarzania energii, c) magazynów energii elektrycznej.
\n

2.

\n

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

\n

Rozdział 8

\n

Warunki współpracy pomiędzy operatorami systemów elektroenergetycznych, w tym z innymi przedsiębiorstwami energetycznymi, w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego, zarządzania przepływami i dysponowania mocą modułów wytwarzania energii oraz postępowania w sytuacjach awaryjnych, a także zakres i sposób przekazywania informacji między przedsiębiorstwami energetycznymi oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi a odbiorcami

\n

§ 39Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego współpracuje z operatorami systemów

\n

dystrybucyjnych elektroenergetycznych w zakresie:

\n
1)układu pracy koordynowanej sieci 110 kV w zakresie planowania i prowadzenia ruchu w tej sieci;
\n
2)planowania technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną w systemie elektroenergetycznym;
\n
3)opracowywania planów zapobiegania i usuwania awarii lub zagrożeń bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego oraz planów odbudowy tego systemu;
\n
4)planowania rozwoju sieci oraz sporządzania planu rozwoju, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy;
\n
5)sposobu: a) planowania i dysponowania mocą modułów wytwarzania energii przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV, a także koordynacji likwidowania awarii w tej sieci, b) funkcjonowania systemów transmisji danych dla koordynowanej sieci 110 kV i wymagań technicznych dla tych systemów, c) stosowania układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i automatyki systemowej dla koordynowanej sieci 110 kV i modułów wytwarzania energii przyłączonych do tej sieci.
\n

§ 40Operatorzy systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych współpracują z operatorem

\n

systemu przesyłowego elektroenergetycznego w celu określenia:

\n
1)układów pracy sieci dystrybucyjnej oraz współpracy w zakresie planowania i prowadzenia ruchu tej sieci;
\n
2)planów: a) technicznych w zakresie możliwości pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną w systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym oraz realizacji zawartych umów sprzedaży energii elektrycznej, b) zapobiegania awariom i zagrożeniom bezpiecznej pracy systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, c) usuwania awarii lub zagrożeń w systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym oraz planów odbudowy systemu elektroenergetycznego, d) rozwoju sieci oraz planu rozwoju, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy;
\n
3)zakresu i sposobu przekazywania danych o sieci;
\n
4)sposobów stosowania i koordynacji nastaw układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej.
\n

§ 41Współpraca operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego z wytwórcami energii

\n

elektrycznej w zakresie posiadanych przez nich jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych oraz, za pośrednictwem operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, z pozostałymi wytwórcami energii elektrycznej, których moduły wytwarzania energii są przyłączone do koordynowanej sieci 110 kV, w zakresie niezbędnym dla bezpiecznego funkcjonowania tego systemu i zapewnienia mocy źródeł energii elektrycznej, polega na określeniu:

\n
1)wymagań: a) technicznych dla jednostek wytwórczych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy, b) dotyczących wytwarzania energii elektrycznej w związku z ograniczeniami sieciowymi;
\n
2)sposobu: a) zgłaszania nowych lub zmienionych parametrów technicznych modułów wytwarzania energii, zgodnie z zakresem wymiany danych z operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych i ze znaczącymi użytkownikami sieci, o których mowa w art. 40 ust. 5 rozporządzenia 2017/1485, zwanymi dalej „SGU”, b) zgłaszania i zmiany zgodnie z § 17 ust. 8 i 9 terminów ograniczeń dyspozycyjności modułów wytwarzania energii będących SGU oraz zgłaszania ubytków mocy, c) współpracy w zakresie opracowywania planów zapobiegania i usuwania awarii oraz zagrożeń bezpiecznej pracy systemu przesyłowego elektroenergetycznego obejmującego sieć 400 kV, 220 kV i 110 kV, a także sporządzania procedur i instrukcji, odpowiednio w ramach planu obrony systemu i planu odbudowy, d) funkcjonowania systemów transmisji danych dla sieci przesyłowej elektroenergetycznej i koordynowanej sieci 110 kV oraz wymagań technicznych dla tych systemów;
\n
3)zasad: a) dysponowania mocą jednostek wytwórczych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy, b) synchronizacji i odstawiania jednostek wytwórczych, o których mowa w art. 9c ust.
\n

2 pkt 6 ustawy;

\n
4)zakresu i sposobu przekazywania danych o sieci przesyłowej elektroenergetycznej i urządzeniach wytwórcy energii elektrycznej;
\n
5)harmonogramów testów oraz raportów z ich realizacji zgodnie z planem testów opracowanym na podstawie art. 43 ust. 2 rozporządzenia 2017/2196.
\n

§ 42

\n

1.

\n

Operator systemu elektroenergetycznego opracowuje i aktualizuje:

\n
1)plany działania mające zastosowanie w przypadku wystąpienia stanu zagrożenia, stanu zaniku zasilania lub stanu odbudowy systemu w krajowym systemie elektroenergetycznym;
\n
2)procedury i instrukcje postępowania służb dyspozytorskich w przypadku wystąpienia stanu zagrożenia, stanu zaniku zasilania lub stanu odbudowy systemu w krajowym systemie elektroenergetycznym.
\n

2.

\n

Procedury i instrukcje, o których mowa w ust. 1 pkt 2, określają w szczególności:

\n
1)podział kompetencji między poszczególnymi służbami dyspozytorskimi;
\n
2)środki łączności;
\n
3)zasady współpracy służb dyspozytorskich;
\n
4)warunki uruchomienia modułów wytwarzania energii lub magazynów energii elektrycznej;
\n
5)wytyczne dotyczące postępowania służb dyspozytorskich;
\n
6)zachowanie możliwości obciążania modułów wytwarzania energii;
\n
7)charakterystykę sieci, w której obszarze wykonuje się działania określone w tych procedurach i instrukcjach;
\n
8)działania ruchowe wykonywane w procesie odbudowy systemu;
\n
9)możliwości techniczne urządzeń, za pomocą których wykonuje się działania określone w tych procedurach i instrukcjach.
\n

3.

\n

Procedury i instrukcje, o których mowa w ust. 1 pkt 2, opracowane przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego oraz aktualizacje tych procedur uzgadnia się z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

\n

4.

\n

Procedury i instrukcje, o których mowa w ust. 1 pkt 2, opracowują i aktualizują następujący użytkownicy systemu:

\n
1)wytwórca energii elektrycznej wskazany w wykazie SGU, o którym mowa w art. 11 ust.
\n

4 lit. c lub art. 23 ust. 4 lit. c rozporządzenia 2017/2196 - w zakresie udziału w realizacji planu obrony systemu i planu odbudowy systemu oraz zapewnienia gotowości swoich urządzeń do realizacji tych planów;

\n
2)odbiorca końcowy przyłączony do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kV;
\n
3)właściciel rozdzielni znajdującej się wykazie, o którym mowa w art. 23 ust. 4 lit. e rozporządzenia 2017/2196, inny niż operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;
\n
4)posiadacz magazynu energii elektrycznej, jeżeli magazyn energii elektrycznej jest jednostką magazynowania energii, o której mowa w art. 15 ust. 3 rozporządzenia 2017/2196.
\n

5.

\n

Procedury i instrukcje, o których mowa w ust. 1 pkt 2, opracowane lub aktualizowane zgodnie z ust. 4, uzgadnia się z operatorem:

\n
1)systemu przesyłowego elektroenergetycznego - w przypadku użytkownika systemu, którego urządzenia są przyłączone do sieci przesyłowej elektroenergetycznej;
\n
2)systemu przesyłowego i dystrybucyjnego elektroenergetycznego - w przypadku użytkownika systemu, którego urządzenia są przyłączone do sieci 110 kV;
\n
3)systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego - w przypadku innego użytkownika systemu, jeżeli uczestniczy on w odbudowie systemu.
\n

6.

\n

W przypadku wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, stanu zagrożenia, stanu zaniku zasilania lub stanu odbudowy systemu operator systemu elektroenergetycznego może dokonać awaryjnych wyłączeń urządzeń, instalacji i sieci w trybie określonym w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, niezależnie od czasu trwania przerw, o których mowa w § 47 ust. 1 i 2.

\n

7.

\n

Wytwórca energii elektrycznej, w celu zapewnienia bezpieczeństwa swoich urządzeń, dla każdego będącego w jego posiadaniu zakładu wytwarzania energii, w którego skład wchodzi synchroniczny moduł wytwarzania energii przyłączony do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym lub nowy synchroniczny moduł wytwarzania energii typu C, przystosowuje urządzenia i napędy pomocnicze do utrzymania w pracy przynajmniej jednego modułu wytwarzania energii w warunkach całkowitej utraty połączenia z krajowym systemem elektroenergetycznym lub całkowitego zaniku napięcia w tym systemie.

\n

8.

\n

Wytwórca energii elektrycznej, w celu zapewnienia bezpieczeństwa swoich urządzeń podczas całkowitej utraty połączenia z krajowym systemem elektroenergetycznym lub całkowitego zaniku napięcia w tym systemie, dla każdego będącego w jego posiadaniu zakładu wytwarzania energii, w którego skład wchodzą moduły wytwarzania energii typu C lub D, opracowuje i przedstawia operatorowi systemu elektroenergetycznego właściwemu ze względu na miejsce przyłączenia oraz wdraża plan działań w warunkach utraty połączenia z krajowym systemem elektroenergetycznym lub całkowitego zaniku napięcia w tym systemie. Plan działań zapewnia w szczególności podtrzymanie zdolności operacyjnych do bezpiecznego przyjęcia napięcia w okresie nie krótszym niż 24 godziny oraz uwzględnia działania wymienione w ust. 7, jeżeli są wymagane.

\n

9.

\n

Operator systemu elektroenergetycznego właściwy ze względu na miejsce przyłączenia uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego wymagania techniczne w zakresie obrony i odbudowy systemu stawiane odbiorcom lub modułom wytwarzania energii przyłączanym do jego sieci, które zgodnie z rozporządzeniem 2017/2196 są SGU, oraz magazynom energii elektrycznej. Uzgodnienia wykonuje się na etapie wydawania warunków przyłączenia.

\n

10.

\n

Odbiorca lub wytwórca energii elektrycznej będący posiadaczem SGU oraz posiadacz magazynu energii elektrycznej:

\n
1)stosuje wymagania w zakresie obrony i odbudowy systemu określone dla nowo przyłączanych do sieci instalacji odbiorczych, modułów wytwarzania energii lub magazynów energii elektrycznej;
\n
2)wdraża wymagane funkcjonalności na etapie budowy instalacji odbiorczej, modułu wytwarzania energii lub magazynu energii elektrycznej;
\n
3)potwierdza wdrożenie i posiadanie wymaganych zdolności przez wykonanie z wynikiem pozytywnym testów odbiorowych i sprawdzających;
\n
4)przygotowuje we współpracy z operatorem systemu elektroenergetycznego właściwym ze względu na miejsce przyłączenia harmonogram testów odbiorowych i okresowych testów sprawdzających zdolności w zakresie obrony i odbudowy systemu;
\n
5)raportuje operatorowi systemu elektroenergetycznego właściwemu ze względu na miejsce przyłączenia wykonanie testów odbiorowych i testów sprawdzających;
\n
6)wdraża programy naprawcze po testach zakończonych wynikiem negatywnym oraz powtarza testy.
\n

11.

\n

W ramach obrony i odbudowy systemu użytkownik systemu przyłączony do sieci danego operatora systemu elektroenergetycznego współpracuje z tym operatorem w zakresie określenia i spełnienia wymogów utrzymania zdolności technicznych na potrzeby obrony i odbudowy systemu oraz ich monitorowania.

\n

§ 43

\n

1.

\n

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

\n
1)utrzymuje należące do niego sieci i wewnętrzne instalacje zasilające i odbiorcze w należytym stanie technicznym;
\n
2)dostosowuje instalacje, o których mowa w pkt 1, do zmienionych warunków funkcjonowania sieci, o których został poinformowany zgodnie z § 49 pkt 5;
\n
3)niezwłocznie informuje przedsiębiorstwo energetyczne o zauważonych wadach lub usterkach w pracy sieci i w układach pomiarowo-rozliczeniowych, a także o powstałych przerwach w dostarczaniu energii elektrycznej lub niewłaściwych jej parametrach;
\n
4)bez uzgodnienia z operatorem systemu elektroenergetycznego nie może dokonać odłączenia zasilania od rzeczywistego miejsca dostarczania energii elektrycznej i pozbawić napięcia układ pomiarowo-rozliczeniowy.
\n

2.

\n

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

\n

3.

\n

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

\n
1)rozdzielnie będące własnością operatora systemu przesyłowego;
\n
2)rozdzielnie, do których są przyłączone moduły wytwarzania energii ujęte w wykazie, o którym mowa w art. 11 pkt 4 lit. c lub art. 23 pkt 4 lit. c rozporządzenia 2017/2196;
\n
3)inne rozdzielnie niezbędne do właściwego przeprowadzenia procesu odbudowy systemu elektroenergetycznego określone w drodze uzgodnienia między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;
\n
4)moduły wytwarzania energii ujęte w wykazie, o którym mowa w art. 11 pkt 4 lit. c lub art. 23 pkt 4 lit. c rozporządzenia 2017/2196.
\n

4.

\n

Układ SCO instaluje:

\n
1)operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego,
\n
2)odbiorca przyłączony do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym, na swoich instalacjach zasilających urządzenia odbiorcze
\n
-zgodnie z instrukcją, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, przepisami rozporządzenia 2017/2196, przepisami rozporządzenia 2016/1388 oraz ust. 11-13.
\n

5.

\n

Odbiorca przyłączony do sieci elektroenergetycznej średniego napięcia podlega stosowaniu układu SCO przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, do którego sieci jest przyłączony.

\n

6.

\n

Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego połączony z siecią średniego lub niskiego napięcia innego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego może podlegać stosowaniu układu SCO zainstalowanego przez tego operatora na zasadach określonych w umowie między tymi operatorami.

\n

7.

\n

O okoliczności zainstalowania układu SCO oraz o jego parametrach technicznych:

\n
1)odbiorca, o którym mowa w ust. 4 pkt 2, niezwłocznie informuje operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego właściwego ze względu na miejsce przyłączenia;
\n
2)operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego informuje innego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, z którego siecią wysokiego, średniego lub niskiego napięcia jest połączony.
\n

8.

\n

Stan spełnienia wymagań dotyczących układu SCO podlega kontroli przeprowadzanej przez:

\n
1)operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego u odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej elektroenergetycznej;
\n
2)operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego u odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej.
\n

9.

\n

Plan wyłączeń wskutek zastosowania układu SCO, zgodnie z instrukcją, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, oraz przepisami rozporządzenia 2017/2196, opracowuje:

\n
1)operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego w odniesieniu do odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej elektroenergetycznej;
\n
2)operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w odniesieniu do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej.
\n

10.

\n

Operator systemu elektroenergetycznego może zwolnić z obowiązku instalowania i stosowania układu SCO odbiorcę przyłączonego do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym uznanego za zakład o zwiększonym ryzyku wystąpienia awarii przemysłowej albo za zakład o dużym ryzyku wystąpienia awarii przemysłowej w rozumieniu przepisów wydanych na podstawie art. 248 ust. 3 ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. - Prawo ochrony środowiska (Dz. U. z 2022 r. poz. 2556 i 2687) na wniosek tego odbiorcy. Warunkiem udzielenia zwolnienia jest uzgodnienie przez strony planu działania na wypadek wystąpienia stanu zagrożenia, stanu zaniku zasilania lub stanu odbudowy systemu.

\n

11.

\n

Czas zadziałania układu SCO powinien być nie dłuższy niż 300 ms dla układów SCO, do których nie mają zastosowania wymogi rozporządzenia 2016/1388, objętych obowiązkiem stosowania przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia przez:

\n
1)operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;
\n
2)odbiorcę przyłączonego do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym.
\n

12.

\n

Czas zadziałania układu SCO powinien być nie dłuższy niż 150 ms dla układów SCO, do których nie mają zastosowania wymogi rozporządzenia 2016/1388, objętych obowiązkiem stosowania, zgodnie z niniejszym rozporządzeniem, przez:

\n
1)operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;
\n
2)odbiorcę przyłączonego do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym.
\n

13.

\n

Działanie układu SCO jest zgodne z wymogami określonymi w art. 15 ust. 7 rozporządzenia 2017/2196.

\n

14.

\n

Obiekty oraz rozdzielnie wskazane w planie odbudowy opracowanym na podstawie art.

\n

23 rozporządzenia 2017/2196 posiadają zdolność do pracy autonomicznej przez minimum 24 godziny, obejmującą funkcjonalności wskazane w tym planie, oraz zdolność do prowadzenia komunikacji głosowej w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego.

\n

Rozdział 9

\n

Zakres i sposób przekazywania informacji odbiorcom przez sprzedawcę

\n

§ 44

\n

1.

\n

Sprzedawca energii elektrycznej przekazuje odbiorcom informacje o:

\n
1)strukturze paliw i innych nośników energii pierwotnej zużywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej przez niego w poprzednim roku,
\n
2)miejscu, w którym są dostępne informacje o: a) wpływie wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej w poprzednim roku na środowisko w zakresie wielkości emisji dwutlenku węgla, dwutlenku siarki, tlenków azotu, pyłów i radioaktywnych odpadów, b) przedsięwzięciach służących poprawie efektywności energetycznej w rozumieniu ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej dotyczących urządzeń i instalacji wykorzystujących energię elektryczną, c) charakterystykach technicznych efektywnych energetycznie urządzeń, takich jak urządzenia AGD i RTV, urządzenia biurowe oraz oświetlenie
\n
-w terminie do dnia 31 marca każdego roku.
\n

2.

\n

Informacje, o których mowa w ust. 1, są przekazywane wraz z fakturą za energię elektryczną albo za usługę kompleksową i w materiałach promocyjnych oraz publikowane na stronie internetowej sprzedawcy energii elektrycznej.

\n

3.

\n

Zakres informacji, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i pkt 2 lit. a, jest określony w załączniku nr 2 do rozporządzenia.

\n

4.

\n

Sprzedawca energii elektrycznej przekazuje odbiorcy wraz z fakturą za energię elektryczną albo za usługę kompleksową informacje o ilości zużytej przez tego odbiorcę energii elektrycznej za ten sam okres w poprzednim roku, o ile w poprzednim roku prowadził sprzedaż energii temu odbiorcy, oraz o miejscu, w którym są dostępne informacje o przykładowym zużyciu energii elektrycznej dla danej grupy przyłączeniowej lub taryfowej.

\n

Rozdział 10

\n

Parametry jakościowe energii elektrycznej i standardy jakościowe obsługi odbiorców oraz sposób załatwiania reklamacji

\n

§ 45

\n

1.

\n

Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I i II ustala się następujące parametry jakościowe energii elektrycznej w przypadku sieci funkcjonującej bez zakłóceń:

\n
1)wartość średnia częstotliwości mierzonej przez 10 s w miejscach przyłączenia zawiera się w przedziale: a) 50 Hz ± 1% (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5% tygodnia, b) 50 Hz + 4% / - 6% (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100% tygodnia;
\n
2)w każdym tygodniu 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego zawiera się w przedziale odchyleń: a) ± 10% napięcia znamionowego dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV i 220 kV, b) + 5% / − 10% napięcia znamionowego dla sieci o napięciu znamionowym 400 kV;
\n
3)przez 95% czasu każdego tygodnia wskaźnik długookresowego migotania światła (Plt) spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie może być większy niż 0,8;
\n
4)w każdym tygodniu 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych: a) składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego zawiera się w przedziale od 0% do 1% wartości składowej kolejności zgodnej, b) dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego (o rzędach od 2 do 50) powinno być mniejsze lub równe wartościom określonym w poniższej tabeli:
\n

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

\n

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

\n

3.

\n

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

\n
1)użytkownik systemu pobiera z niej lub wprowadza do niej moc czynną równą mocy umownej lub mniejszą;
\n
2)moc bierna pobierana z sieci lub wprowadzana do sieci przez użytkownika systemu nie przekracza granicznych wartości określonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej;
\n
3)użytkownik systemu wypełnia zobowiązania dotyczące regulacji mocy biernej i napięcia określone w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej.
\n

4.

\n

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

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

Lp.

\n

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

\n

2 1,5% ≤ RVC < 3,0% 10/godz.

\n

3 3,0% ≤ RVC 0

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

Lp.

\n

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

\n
3)nie powoduje w miejscu przyłączenia obecności harmonicznych napięcia (o rzędach od 2 do 50) o wartościach większych niż 50% wartości granicznych określonych w tabeli w ust. 1 pkt 4;
\n
4)spełnia podane wartości wahań napięcia oraz harmonicznych napięcia przez 99% czasu w każdym tygodniu;
\n
5)wartość maksymalna całkowitego współczynnika odkształcenia wyższymi harmonicznymi napięcia zasilającego (THD), uwzględniającego wyższe harmoniczne do rzędu 50, w miejscu przyłączenia do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym jest równa 1,5% lub mniejsza.
\n

5.

\n

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

\n
1)wartość średnia częstotliwości mierzonej przez 10 s zawiera się w przedziale: a) 50 Hz ± 1% (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5% tygodnia, b) 50 Hz + 4% / - 6% (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100% tygodnia;
\n
2)w każdym tygodniu 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego zawiera się w przedziale odchyleń ±10% napięcia znamionowego;
\n
3)przez 95% czasu w każdym tygodniu wskaźnik długookresowego migotania światła (Plt) spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie może być większy niż 1;
\n
4)w każdym tygodniu 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych: a) składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego zawiera się w przedziale od 0% do 2% wartości składowej kolejności zgodnej, b) dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego (o rzędach od 2 do 50) powinno być mniejsze lub równe wartościom określonym w poniższej tabeli:
\n

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

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

6.

\n

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

\n

7.

\n

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

\n

8.

\n

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

\n

9.

\n

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

\n
1)użytkownik systemu pobiera z sieci lub wprowadza do sieci moc czynną równą mocy umownej lub mniejszą;
\n
2)moc bierna pobierana z sieci lub wprowadzana do sieci przez użytkownika systemu nie przekracza granicznych wartości określonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej;
\n
3)użytkownik systemu wypełnia zobowiązania dotyczące regulacji mocy biernej i napięcia określone w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej.
\n

§ 46

\n

1.

\n

Przez współczynnik odkształcenia wyższymi harmonicznymi napięcia zasilającego (THD), o którym mowa w § 45 ust. 1 pkt 5 oraz ust. 5 pkt 5, należy rozumieć współczynnik określający łącznie wyższe harmoniczne napięcia [uh] obliczany według wzoru: \\( THD = \\sqrt {\\sum\\limits_{h = 2}^{50} {(u_h )^2 } } \\) gdzie poszczególne symbole oznaczają:

\n

THD - współczynnik odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego, uh - wartość względną napięcia w procentach składowej podstawowej, h - rząd wyższej harmonicznej.

\n

2.

\n

Przez wskaźnik długookresowego migotania światła (Plt), o którym mowa w § 45 ust.

\n

1 pkt 3, ust. 4 pkt 2 oraz ust. 5 pkt 3, należy rozumieć wskaźnik obliczany na podstawie sekwencji 12 kolejnych wartości wskaźników krótkookresowego migotania światła (Pst) mierzonych przez 10 min. występujących w okresie 2 godz., według wzoru: \\( P_{lt} = \\root 3 \\of {\\sum\\limits_{i = 1}^{12} {{{P_{sti}^3 } \\over {12}}} } \\) gdzie poszczególne symbole oznaczają:

\n

Plt - wskaźnik długookresowego migotania światła, Pst - wskaźnik krótkookresowego migotania światła, i - sekwencję wartości Pst.

\n

§ 47

\n

1.

\n

Ustala się następujące rodzaje przerw w dostarczaniu energii elektrycznej:

\n
1)planowane - wynikające z programu prac eksploatacyjnych sieci elektroenergetycznej; czas trwania tej przerwy jest liczony od chwili otwarcia wyłącznika do czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej;
\n
2)nieplanowane - spowodowane wystąpieniem awarii w sieci elektroenergetycznej, przy czym czas trwania tej przerwy jest liczony od chwili uzyskania przez przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej informacji o jej wystąpieniu do czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej.
\n

2.

\n

Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej, w zależności od czasu ich trwania, dzieli się na przerwy:

\n
1)przemijające (mikroprzerwy) - trwające nie dłużej niż 1 s;
\n
2)krótkie - trwające dłużej niż 1 s i nie dłużej niż 3 min;
\n
3)długie - trwające dłużej niż 3 min i nie dłużej niż 12 godz.;
\n
4)bardzo długie - trwające dłużej niż 12 godz. i nie dłużej niż 24 godz.;
\n
5)katastrofalne - trwające dłużej niż 24 godz.
\n

3.

\n

Przerwa planowana, o której odbiorca nie został powiadomiony w formie, o której mowa w § 49 pkt 4, jest traktowana jako przerwa nieplanowana.

\n

4.

\n

Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I-III i VI:

\n
1)dopuszczalny czas trwania jednorazowej przerwy planowanej i nieplanowanej w dostarczaniu energii elektrycznej oraz dopuszczalny łączny czas trwania w roku wyłączeń planowanych i nieplanowanych określa umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa;
\n
2)w przypadku gdy odbiorcą jest przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem energii elektrycznej w zakresie potrzeb własnych stacji elektroenergetycznej najwyższych napięć, dopuszczalne czasy trwania przerw, o których mowa w ust. 1, są co najmniej o połowę krótsze od czasów określonych w ust. 5.
\n

5.

\n

Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych IV i V dopuszczalny czas trwania:

\n
1)jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej nie może przekroczyć w przypadku: a) przerwy planowanej - 16 godz., b) przerwy nieplanowanej - 24 godz.;
\n
2)przerw w roku stanowiący sumę czasów trwania przerw jednorazowych długich i bardzo długich nie może przekroczyć w przypadku: a) przerw planowanych - 35 godz., b) przerw nieplanowanych - 48 godz.
\n

§ 48

\n

1.

\n

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

\n
1)wskaźnik: a) energii elektrycznej niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny (ENS), wyrażony w MWh na rok, stanowiący sumę iloczynów mocy niedostarczonej wskutek przerwy i czasu trwania tej przerwy, obejmujący przerwy krótkie, długie i bardzo długie, z uwzględnieniem przerw katastrofalnych i bez uwzględnienia tych przerw, b) średniego czasu trwania przerwy w systemie przesyłowym elektroenergetycznym (AIT), wyrażony w minutach na rok, stanowiący iloczyn liczby 60 i wskaźnika energii niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny (ENS) podzielony przez średnią moc dostarczaną przez system przesyłowy elektroenergetyczny wyrażoną w MW; średnią moc dostarczaną przez system przesyłowy elektroenergetyczny stanowi energia elektryczna dostarczona przez ten system w danym roku wyrażona w MWh podzielona przez liczbę godzin w danym roku
\n
-wyznaczone dla systemu przesyłowego elektroenergetycznego oraz oddzielnie dla każdego poziomu napięcia w tym systemie;
\n
2)wskaźnik: a) przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (SAIDI), wyrażony w minutach na odbiorcę na rok, stanowiący sumę iloczynów czasu jej trwania i liczby odbiorców narażonych na skutki tej przerwy w danym roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców, b) przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich (SAIFI), stanowiący iloraz liczby odbiorców narażonych na skutki wszystkich przerw tego rodzaju w danym roku i łącznej liczby obsługiwanych odbiorców
\n
-wyznaczone oddzielnie dla przerw planowanych i nieplanowanych, z uwzględnieniem przerw katastrofalnych oraz bez uwzględnienia tych przerw;
\n
3)wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich (MAIFI), stanowiący iloraz liczby odbiorców narażonych na skutki wszystkich przerw krótkich w danym roku i łącznej liczby obsługiwanych odbiorców.
\n

2.

\n

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

\n

3.

\n

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

\n

4.

\n

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

\n

§ 49Przedsiębiorstwo energetyczne w zakresie standardów jakościowych obsługi odbiorców:

\n
1)przyjmuje od odbiorców przez całą dobę zgłoszenia i reklamacje dotyczące dostarczania energii elektrycznej z sieci;
\n
2)bezzwłocznie przystępuje do usuwania zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej spowodowanych nieprawidłową pracą sieci;
\n
3)udziela odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie wznowienia dostarczania energii elektrycznej przerwanego z powodu awarii w sieci;
\n
4)powiadamia z co najmniej 5-dniowym wyprzedzeniem o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej w formie: a) ogłoszeń prasowych, internetowych, komunikatów radiowych lub telewizyjnych lub w inny sposób zwyczajowo przyjęty na danym terenie - odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV, b) indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocą innego środka komunikowania się - odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, c) wiadomości wysyłanych na adres poczty elektronicznej, jeżeli odbiorca udostępnił ten adres przedsiębiorstwu energetycznemu w umowie, lub w sposób określony w umowie;
\n
5)informuje na piśmie lub w inny sposób określony w umowie z co najmniej: a) tygodniowym wyprzedzeniem - odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV o zamierzonej zmianie nastawień w automatyce zabezpieczeniowej i innych parametrach mających wpływ na współpracę ruchową z siecią, b) rocznym wyprzedzeniem - odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym równym 1 kV lub niższym o konieczności dostosowania urządzeń i instalacji do zmienionego napięcia znamionowego, podwyższonego poziomu prądów zwarcia, zmiany rodzaju przyłącza lub innych warunków funkcjonowania sieci, c) 3-letnim wyprzedzeniem - odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV o konieczności dostosowania urządzeń i instalacji do zmienionego napięcia znamionowego, podwyższonego poziomu prądów zwarcia lub zmianie innych warunków funkcjonowania sieci;
\n
6)odpłatnie podejmuje stosowne czynności w sieci w celu umożliwienia bezpiecznego wykonania, przez odbiorcę lub inny podmiot, prac w obszarze oddziaływania tej sieci;
\n
7)nieodpłatnie udziela informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych taryf;
\n
8)rozpatruje wnioski lub reklamacje odbiorcy w sprawie rozliczeń i udziela odpowiedzi nie później niż w terminie 14 dni od dnia złożenia wniosku lub zgłoszenia reklamacji, chyba że w umowie między stronami określono inny termin, z wyłączeniem spraw określonych w pkt 9, które są rozpatrywane w terminie 14 dni od zakończenia stosownych kontroli i pomiarów;
\n
9)na wniosek odbiorcy dokonuje sprawdzenia dotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej dostarczanej z sieci określonych w § 45 ust. 1 i 5, albo ustalonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej, przez wykonanie odpowiednich pomiarów; w przypadku zgodności zmierzonych parametrów jakościowych energii elektrycznej z parametrami określonymi w § 45 ust. 1 i 5 albo ustalonymi w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej, koszty sprawdzenia i pomiarów ponosi odbiorca na zasadach określonych w taryfie przedsiębiorstwa energetycznego;
\n
10)na pisemny wniosek odbiorcy, po rozpatrzeniu i uznaniu jego zasadności, udziela bonifikaty w wysokości określonej w taryfie przedsiębiorstwa energetycznego za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej określonych w § 45 ust. 1 i 5 albo ustalonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej;
\n
11)niezwłocznie przekazuje odbiorcy protokoły z czynności określonych w pkt 6 lub 9.
\n

§ 50

\n

1.

\n

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

\n

2.

\n

Odbiorca lub operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego ma prawo żądać laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego.

\n

Badania laboratoryjne przeprowadza się w terminie 14 dni od dnia zgłoszenia żądania.

\n

3.

\n

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

\n

4.

\n

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

\n

Przedsiębiorstwo energetyczne umożliwia przeprowadzenie takiej ekspertyzy.

\n

5.

\n

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

\n

6.

\n

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

\n
1)danych pomiarowo-rozliczeniowych lub innych danych wpływających na dokonywane przez sprzedawcę rozliczenia;
\n
2)należności za usługę dystrybucji energii elektrycznej świadczonej na podstawie umowy kompleksowej.
\n

7.

\n

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

\n

Rozdział 11

\n

Przepisy przejściowe i końcowe

\n

§ 51

\n

1.

\n

Warunki przyłączenia dla obiektów istniejących, o których mowa w art. 4 ust. 1 i 2 rozporządzenia 2016/631, art. 4 ust. 1 i 2 rozporządzenia 2016/1388 oraz art. 4 ust.

\n

1 i 2 rozporządzenia 2016/1447, określone przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia obowiązują przez czas w nich oznaczony.

\n

2.

\n

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

\n

§ 52

\n

1.

\n

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

\n
1)ten wytwórca energii elektrycznej lub ten posiadacz zasobu nie mają obowiązku przechodzić procesu kwalifikacji wstępnej, o którym mowa w § 20 ust. 6 niniejszego rozporządzenia, w odniesieniu do zasobu, którego dotyczyło aktywne uczestnictwo w bilansowaniu systemu, i do zakresu usług bilansujących świadczonego dotychczas przy pomocy tego zasobu;
\n
2)dostawca usług bilansujących wskazany przez tego wytwórcę lub tego posiadacza zasobu nie ma obowiązku występowania z wnioskiem o utworzenie jednostki grafikowej w odniesieniu do zasobu, którego dotyczy zwolnienie z obowiązku przejścia procesu kwalifikacji wstępnej, o którym mowa w § 20 ust. 6 niniejszego rozporządzenia.
\n

2.

\n

W odniesieniu do:

\n
1)użytkownika systemu posiadającego jednostkę wytwórczą centralnie dysponowaną, który przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia w odniesieniu do tej jednostki nie uczestniczył w bilansowaniu systemu w rozumieniu przepisów rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,
\n
2)użytkownika systemu, któremu przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wydano warunki przyłączenia do sieci przesyłowej modułu wytwarzania energii innego niż moduł wytwarzania energii cieplny kondensacyjny lub moduł wytwarzania energii elektrowni szczytowo-pompowej, a który przed tą datą nie przyłączył się do sieci
\n
-obowiązek wskazania dostawcy usług bilansujących określony w § 19 ust. 7 niniejszego rozporządzenia oraz obowiązek podlegania pełnemu zakresowi dysponowania określony w § 20 ust. 4 pkt 1 niniejszego rozporządzenia mają zastosowanie od dnia 1 stycznia 2026 r.
\n

3.

\n

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

\n

1.

\n

4.

\n

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

\n

§ 53

\n

1.

\n

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

\n

2.

\n

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

\n

3.

\n

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

\n

4.

\n

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

\n

5.

\n

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

\n

§ 54

\n

Dla urządzeń, instalacji i sieci będących obiektami istniejącymi w rozumieniu art.

\n

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

\n

§ 55Dla urządzeń, instalacji i sieci niewymienionych w § 5 ust. 3 niniejszego rozporządzenia

\n

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

\n

§ 56Wytwórca energii elektrycznej oraz posiadacz magazynu energii elektrycznej utrzymują

\n

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

\n

§ 57

\n

Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia.12)Niniejsze rozporządzenie było poprzedzone rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. poz. 623, z 2008 r. poz. 178 i 1005, z 2020 r. poz. 2026 oraz z 2022 r. poz.

\n

2007), które traci moc z dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia zgodnie z art. 25 ust. 1 ustawy z dnia 19 lipca 2019 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. poz. 1524, z 2021 r. poz. 1093 oraz z 2022 r. poz. 1723).

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

U. poz. 1949).

\n
2)Niniejsze rozporządzenie służy stosowaniu: 1) rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (Dz. Urz. UE L 197 z 25.07.2015, str. 24, Dz. Urz. UE L 151 z 08.06.2016, str. 21, Dz. Urz. UE L 2 z 05.01.2018, str. 15 oraz Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24); 2) rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (Dz. Urz. UE L 112 z 27.04.2016, str.
\n

1 oraz Dz. Urz. UE L 118 z 06.05.2019, str. 10); 3) rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1388 z dnia 17 sierpnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący przyłączenia odbioru (Dz. Urz. UE L 223 z 18.08.2016, str. 10); 4) rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1447 z dnia 26 sierpnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci określający wymogi dotyczące przyłączenia do sieci systemów wysokiego napięcia prądu stałego oraz modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego (Dz. Urz. UE L 241 z 08.09.2016, str. 1); 5) rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1719 z dnia 26 września 2016 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące długoterminowej alokacji zdolności przesyłowych (Dz. Urz. UE L 259 z 27.09.2016, str. 42 oraz Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24); 6) rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485 z dnia 2 sierpnia 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej (Dz. Urz. UE L 220 z 25.08.2017, str. 1 oraz Dz.

\n

Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24); 7) rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 6, Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24 oraz Dz. Urz. UE L 147 z 30.05.2022, str. 27); 8) rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2196 z dnia 24 listopada 2017 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący stanu zagrożenia i stanu odbudowy systemów elektroenergetycznych (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 54 oraz Dz. Urz. UE L 31 z 01.02.2019, str. 108); 9) rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (Dz. Urz. UE L 158 z 14.06.2019, str. 54 oraz Dz. Urz. UE L 152 z 03.06.2022, str.

\n
45).
\n
3)Niniejsze rozporządzenie zostało notyfikowane Komisji Europejskiej w dniu 15 grudnia 2022 r. pod numerem 2022/866/PL zgodnie z § 4 rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 23 grudnia 2002 r. w sprawie sposobu funkcjonowania krajowego systemu notyfikacji norm i aktów prawnych (Dz. U. poz. 2039 oraz z 2004 r. poz. 597), które wdraża postanowienia dyrektywy (UE) 2015/1535 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 9 września 2015 r. ustanawiającej procedurę udzielania informacji w dziedzinie przepisów technicznych oraz zasad dotyczących usług społeczeństwa informacyjnego (ujednolicenie) (Dz. Urz.
\n

UE L 241 z 17.09.2015, str. 1).

\n
4)Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2022 r. poz. 1723, 2127, 2243, 2370 i 2687 oraz z 2023 r. poz. 295.
\n
5)Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24 oraz Dz. Urz. UE L 147 z 30.05.2022, str. 27.
\n
6)Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 151 z 08.06.2016, str. 21, Dz. Urz. UE L 2 z 05.01.2018, str. 15 oraz Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24.
\n
7)Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 118 z 06.05.2019, str. 10.
\n
8)Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 152 z 03.06.2022, str. 45.
\n
9)Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24.
\n
10)Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24.
\n
11)Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 31 z 01.02.2019, str. 108.
\n
12)Niniejsze rozporządzenie było poprzedzone rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. poz. 623, z 2008 r. poz. 178 i 1005, z 2020 r. poz. 2026 oraz z 2022 r. poz.
\n

2007), które traci moc z dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia zgodnie z art. 25 ust. 1 ustawy z dnia 19 lipca 2019 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. poz. 1524, z 2021 r. poz. 1093 oraz z 2022 r. poz. 1723).

\n

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

", "next": 0}