Redispatching (redysponowanie) oznacza zmianę przez Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) programów pracy jednostek wytwórczych w celu usuwania występujących w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym ograniczeń sieciowych. 

 news   

 

10 marca 2024


6 marca 2024

29 grudnia 2023


8 listopada 2023

Komunikat OSP z dnia 8 listopada 2023 r. w sprawie zatwierdzenia przez Prezesa URE zmian WDB

Zmiana powołana ma na celu poprawę jakości wyceny energii elektrycznej na rynku bilansującym w okresach, w których OSP dokonuje nierynkowego redysponowania, ze względu na nadpodaż generacji w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym.

 

27 października 2023

Legalna definicja redysponowania zawarta  jest w art. 2 pkt 26 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej, zgodnie z którym oznacza ono „środek, w tym ograniczanie wytwarzania, aktywowany przez jednego lub większą liczbę operatorów systemów przesyłowych lub operatorów systemów dystrybucyjnych, i polegający na zmianie schematu wytwarzania, obciążenia, lub obu, aby zmodyfikować przepływy fizyczne w systemie przesyłowym i zmniejszyć fizyczne ograniczenia przesyłowe lub w inny sposób zapewnić bezpieczeństwo systemu”.

Zbliżona definicja zawarta jest w art. 2 pkt 26 Rozporządzenia Komisji (UE) nr 543/2013 z dnia 14 czerwca 2013 r. w sprawie dostarczania i publikowania danych na rynkach energii elektrycznej, zmieniające załącznik I do rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009.

Zasady redysponowania  określono w art. 13 Rozporządzenia 2019/943.

Przepisy ustawy – Prawo energetyczne do 2023 r. nie odnosiły się bezpośrednio do pojęcia redysponowania. Istniały co prawda przepisy, które upoważniały operatorów do wydawania wytwórcom poleceń w zakresie odstawienia, zmiany obciążenia lub odłączenia od sieci, tj. art. 11d ustawy - Prawo energetyczne, jednak, jak wskazuje uzasadnienie projektu ustawy z dnia 30 kwietnia 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii, "nie sposób przyjąć, że są one wystarczające dla sprawnego bilansowania przy wzmożonym udziale farm wiatrowych oraz instalacji fotowoltaicznych" (patrz poniżej).

Przed wejściem w życie ustawy z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw ogólną podstawę do ingerencji operatora w programy pracy jednostek wytwórczych stanowił (zastrzeżeniem szczególnych przypadków JWCD i JWCK) art. 11d Prawa energetycznego. Przepis ten (utrzymany w mocy również po nowelizacji) stanowi, iż ingerencja taka może polegać na wydaniu wytwórcy energii elektrycznej polecenia uruchomienia, odstawienia, zmiany obciążenia lub odłączenia od sieci jednostki wytwórczej przyłączonej do sieci przesyłowej lub koordynowanej sieci 110 kV (w odniesieniu do innych jednostek wytwórczych następuje to za pośrednictwem operatora systemu dystrybucyjnego). Prawo energetyczne nadaje operatorowi takie uprawnienie w sytuacji wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej (patrz zdarzenia z art. 11c ust. 1).

Uzasadnienie cyt. projektu ustawy wskazuje, iż:

"Zgodnie z art. 11d ustawy - Prawo energetyczne, OSP ma prawo podjąć szczególne działania zaradcze w razie wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, tj.: wprowadzenie stanu nadzwyczajnego, katastrofa naturalna albo bezpośredniego zagrożenia wystąpienia awarii technicznej, wprowadzenia embarga, blokady, ograniczenia lub braku dostaw paliw lub energii elektrycznej z innego kraju na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, lub zakłóceń w funkcjonowaniu systemów elektroenergetycznych połączonych z krajowym systemem elektroenergetycznym, strajku lub niepokojów społecznych oraz obniżenia dostępnych rezerw zdolności wytwórczych poniżej niezbędnych wielkości, określonych w IRiESP lub braku możliwości ich wykorzystania.
Równocześnie zgodnie z art. 11f ustawy - Prawo energetyczne podjęcie działań i środków na podstawie art. 11d tej ustawy, obarczone jest pewnymi ograniczeniami i możliwe jest w zakresie niezbędnym do przywrócenia prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, na podstawie kryteriów przyjętych dla bieżącego bilansowania systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami systemowymi i może być podejmowane w uzgodnieniu z właściwymi OSP".

0B19B936 D122 4AC0 8255 389794C946DB   Linki  

 

Redispatching

Ustawa z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw wprowadziła mechanizm nierynkowego ograniczania wytwarzania energii w instalacjach odnawialnych źródeł energii przez operatorów systemów elektroenergetycznych - patrz wprowadzone do art. 9c Prawa energetycznego ustępy 7a–7p, zgodnie z którymi w celu równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię lub zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej, operatorzy sieci elektroenergetycznych będą mogli wydać polecenie wyłączenia jednostki wytwórczej wykorzystującej energię wiatru lub słońca lub zmniejszenia mocy wytwarzanej przez tę jednostkę wytwórczą, lub wyłączenia magazynu energii elektrycznej, lub zmiany mocy pobieranej lub wprowadzanej przez ten magazyn, co będzie podlegało rekompensacie finansowej, o której mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943.

Na podstawie wskazanych przepisów PSE publikuje cykliczne komunikaty dotyczące redysponowania nierynkowego instalacji PV, w których podkreśla, m.in. iż na podstawie art. 93 ust. 18 ustawy o odnawialnych źródłach energii, z zastrzeżeniem ustępu 19, wytwórca ma obowiązek w terminie 14 dni od daty wydania polecenia (o którym mowa w art. 9c ust. 7a lub 7b ustawy - Prawo energetyczne) poinformowania operatora, do którego sieci jest przyłączony, czy i jaka część zredukowanej energii powinna zostać rozliczona w systemie wsparcia. 

Zgodnie z ww. przepisami, w przypadku nieprzekazania przez wytwórcę powyższej informacji w terminie 14 dni od daty wydania polecenia, zredukowana energia nie zostanie zaliczona do realizacji zobowiązania wynikającego z aukcyjnego systemu wsparcia. 

W związku z powyższym brak przekazania ww. informacji w ustawowym terminie skutkuje tym, że zredukowana energia nie zostanie uwzględniona w wyliczeniu rekompensaty finansowej w części dotyczącej utraconych przychodów z aukcyjnego systemu wsparcia.

 

 

 quote 


Uzasadnienie projektu ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii, 30 kwietnia 2021 r.

 

Wdrożenie mechanizmu nierynkowego ograniczania (redysponowania lub redukcji) w wytwarzaniu z odnawialnych źródeł energii

 

Zmiany otoczenia rynku energii o charakterze strukturalnym związane m.in. z rosnącą decentralizacją w sektorze wytwarzania, przyspieszonym rozwojem niestabilnych odnawialnych źródeł energii (w szczególności farm wiatrowych – FW oraz instalacji fotowoltaicznych – PV), w tym planami budowy morskiej energetyki wiatrowej, jak również wynikającej z europejskiej polityki klimatycznej tendencji odstawiania źródeł konwencjonalnych, rodzą wyzwania, które wymagają wdrożenia mechanizmu nierynkowego ograniczania (redysponowania lub redukcji) przez operatorów systemu elektroenergetycznych w wytwarzaniu z odnawialnych źródeł energii.
Powyższe zjawiska stwarzają ryzyko występowania problemów po stronie OSP w równoważeniu zapotrzebowania na energię elektryczną z zapotrzebowaniem na nią (bilansowanie) – również od strony nadmiaru generacji w stosunku do zapotrzebowania, co w konsekwencji prowadzić będzie do konieczności redukowania generacji, w tym generacji z farm wiatrowych oraz instalacji fotowoltaicznych przy jednoczesnym wyzwaniu polegającym na zachowaniu zdolności technicznych do sterowania pracą systemu elektroenergetycznego. Operatorzy systemów elektroenergetycznych będą z czasem coraz bardziej narażeni na ryzyka występowania potencjalnych przeciążeń elementów sieci elektroenergetycznej oraz pogorszenia parametrów jakościowych energii elektrycznej, w których to przypadkach mogą być zmuszeni do wprowadzania ograniczeń w wytwarzaniu energii elektrycznej w szczególności na farmach wiatrowych oraz instalacjach fotowoltaicznych jako źródłach niestabilnych (posiadających mniejszą zdolność regulacyjną użyteczną w sterowaniu pracą systemu).
Z technicznego punktu widzenia operatorzy systemów elektroenergetycznych mają pewien zakres możliwości zarządzania pracą FW oraz PV, jednakże ze względu na wciąż obecne gwarancje dostępu do sieci elektroenergetycznej dla energii elektrycznej wytworzonej z OZE mechanizmy te mogą opierać się wyłącznie na dobrowolnym przystąpieniu wytwórców do mechanizmów zarządzania pracą. Powyższe dostrzegł ustawodawca europejski projektując mechanizm tzw. nierynkowego redysponowania, na wypadek gdyby impulsy mechanizmów rynkowych nie były dostatecznie skuteczne.
Przepisy ustawy – Prawo energetyczne nie odnoszą się bezpośrednio do pojęcia redysponowania. Istnieją co prawda przepisy, które wprost upoważniają operatorów do wydawania wytwórcom poleceń w zakresie odstawienia, zmiany obciążenia lub odłączenia od sieci, tj. art. 11d ustawy - Prawo energetyczne, jednak nie sposób przyjąć, że są one wystarczające dla sprawnego bilansowania przy wzmożonym udziale farm wiatrowych oraz instalacji fotowoltaicznych.
Zgodnie z art. 11d ustawy - Prawo energetyczne, OSP ma prawo podjąć szczególne działania zaradcze w razie wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, tj.: wprowadzenie stanu nadzwyczajnego, katastrofa naturalna albo bezpośredniego zagrożenia wystąpienia awarii technicznej, wprowadzenia embarga, blokady, ograniczenia lub braku dostaw paliw lub energii elektrycznej z innego kraju na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, lub zakłóceń w funkcjonowaniu systemów elektroenergetycznych połączonych z krajowym systemem elektroenergetycznym, strajku lub niepokojów społecznych oraz obniżenia dostępnych rezerw zdolności wytwórczych poniżej niezbędnych wielkości, określonych w IRiESP lub braku możliwości ich wykorzystania.
Równocześnie zgodnie z art. 11f ustawy - Prawo energetyczne podjęcie działań i środków na podstawie art. 11d tej ustawy, obarczone jest pewnymi ograniczeniami i możliwe jest w zakresie niezbędnym do przywrócenia prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, na podstawie kryteriów przyjętych dla bieżącego bilansowania systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami systemowymi i może być podejmowane w uzgodnieniu z właściwymi OSP.
Kolejnym ograniczeniem dla redysponowania farm wiatrowych z powołaniem się na środki określone w art. 11d ustawy - Prawo energetyczne, jest konieczność wystąpienia stanu zagrożenia bezpieczeństwa dostaw i zachowania koniecznej procedury. W przypadku powstania stanu zagrożenia, OSP ma obowiązek niezwłocznie powiadomić ministra właściwego do spraw energii i Prezesa URE, wskazując na podjęte działania i środki w celu usunięcia tego zagrożenia i zapobieżenia jego negatywnym skutkom oraz zgłoszenia konieczności wprowadzenia ograniczeń (art. 11c ust. 3 ustawy - Prawo energetyczne).
Ponadto, w razie wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, OSP jest zobowiązany do przedstawienia raportu ministrowi właściwemu do spraw energii (art. 11c ust. 4). Zatem ww. mechanizmy zawarte w ustawie – Prawo energetyczne nie przewidują interwencji skierowanej do wytwórców wytwarzających energię elektryczną z OZE w sytuacji, która destabilizuje system elektroenergetyczny, lecz nie stanowi podstawy uznania za stan zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.
Niezależnie od obowiązków OSP w zakresie podejmowania działań zaradczych w razie wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw, przepisy ustawy - Prawo energetyczne nakładają na OSP i OSD obowiązki w zakresie zarządzania ograniczeniami systemowymi (OSP - art. 9c ust. 2 pkt 6, 9, 10, 14 i 18 ustawy - Prawo energetyczne, OSD - art. 9c ust. 3 pkt 5, 6, 7 i 14 ustawy - Prawo energetyczne).
Odpowiednikiem uprawnień OSP i OSD są obowiązki wytwórcy, określone w art. 9j ustawy - Prawo energetyczne. Zgodnie z art. 9j ust. 1 pkt 4 ustawy - Prawo energetyczne, wytwórca zobowiązany jest do współpracy z operatorem, do którego sieci źródło jest przyłączone, w szczególności do przekazywania temu operatorowi niezbędnych informacji o stanie urządzeń wytwórczych i wykonywania jego poleceń, na zasadach i warunkach określonych w ustawie, rozporządzeniu systemowym, IRiESP lub IRiESD oraz umowie zawartej z operatorem systemu elektroenergetycznego. Z kolei zgodnie z art. 9j ust. 2 ustawy - Prawo energetyczne, w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, OSP wydaje, stosownie do planów działania, procedur i planów wprowadzania ograniczeń, o których mowa w rozporządzeniu systemowym i rozporządzeniu o ograniczeniach oraz IRiESP oraz postanowień umów o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej zawartych z użytkownikami systemu, w tym z odbiorcami, polecenia dyspozytorskie wytwórcy, OSD oraz odbiorcom.
Wobec powyższego, nie powinno budzić wątpliwości, że OSP i OSD mają ogólne mechanizmy do redysponowania jednostkami wytwórczymi, w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Trudno jednak przy tym uznać, że art. 9j ust. 1 pkt 4 ustawy - Prawo energetyczne jest przepisem dającym OSP czy OSD bezpośrednią kompetencję do wprowadzania poleceń dyspozytorskich. Należy natomiast uznać, że potwierdzają one możliwość wprowadzenia takiej kompetencji w umowie. Stanowi o tym również art. 5 ust. 2 pkt 2 ustawy - Prawo energetyczne, zgodnie z którym umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji określa warunki zapewnienia niezawodności i ciągłości dostarczania paliw gazowych lub energii.
Z powyższych względów, sytuacja prawna na gruncie przepisów ustawy - Prawo energetyczne i przepisów wykonawczych, nie jest dostosowana do aktualnego stanu prawnego wynikającego z rozporządzenia 2019/943, tj. krajowe regulacje prawne nie dają możliwości stosowania jednoznacznie norm rangi europejskiej stanowiących, że wytwórca energii OZE (w tym z FW oraz PV) ma obowiązek podporządkować się poleceniu ruchowemu OSP w zakresie ograniczenia generacji w sytuacji gdy sygnały rynkowe nie dostarczają odpowiednich bodźców. Dodatkowo, brak jest w polskim porządku prawnym uregulowania przesądzającego, że operator ma obowiązek zapłaty rekompensaty z tego tytułu, co umożliwi również uwzględnienie tych rekompensat przez Prezesa URE zatwierdzającego taryfy, tak by zagwarantować operatorom systemu elektroenergetycznego odpowiednie przychody na pokrycie tych kosztów działalności operatorskiej.
Mechanizm nierynkowego ograniczania generacji z FW i PV będzie wykorzystywany przez OSP jako ostateczny środek zaradczy dla zbilansowania zapotrzebowania z generacją w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE), w tym dla utrzymania niezbędnych poziomówregulacyjnościwsystemie(tzw.problembilansowy). Poniżejzostałyprzedstawione wszystkie środki zaradcze w kolejności ich stosowania, które zostaną podjęte przez OSP przed wprowadzeniem nierynkowej redukcji generacji z FW i PV:
1. blokowanie zdolności importowych w trybie day-ahead i intraday,
2. rynkowe zmniejszenie generacji w KSE w ramach rynku bilansującego,
3. wymuszenie pracy pompowej w elektrowniach szczytowo-pompowych,
4. udostępnianie zdolności eksportowych w trybie IntraDay,
5. zaniżanie generacji w elektrociepłowniach w ramach usługi GWS,
6. eksport energii w formie operatywnej pomocy awaryjnej,
7. nierynkowe ograniczanie generacji z FW i PV.
Potrzeba wykorzystania powyższych środków zaradczych będzie wstępnie identyfikowana w ramach planowania pracy na dzień następny, tj. na podstawie prognozy przebiegu dobowego zapotrzebowania na moc elektryczną oraz na podstawie prognoz generacji FW i PV. Ponieważ tylko koincydencja niskiego zapotrzebowania na moc elektryczną z wysoką generacją OZE stwarza możliwość wystąpienia problemów bilansowych, ryzyko wykorzystania powyższych środków zaradczych może zaistnieć jedynie kilkukrotnie i krótkotrwale w ciągu roku, tj. w okresach świątecznych, głównie w nocy. W przypadku gdy w ramach planowania pracy KSE na dzień następny zostaną zidentyfikowane warunki opisane wyżej (tj. bardzo wysoka generacja z FW i PV oraz bardzo niskie zapotrzebowanie), to w pierwszej kolejności będą blokowane zdolności importowe w trybie day-ahead, a następnie w dniu bieżącym w trybie intra- day. Decyzje dotyczące faktycznego stopnia wykorzystania pozostałych środków, tj. kolejno od pkt 2 do pkt 6, będą podejmowane na bieżąco, na podstawie aktualnego stanu generacji z FW i PV oraz aktualnego zapotrzebowanie na moc elektryczną w KSE. W przypadku gdy wykorzystanie tych środków zaradczych okaże się niewystarczające, to użycie nierynkowego ograniczania generacji z FW i PV ze względów bilansowych odbędzie się w oparciu o wspólną listę rankingową dla FW i PV. Lista ta będzie wskazywać kolejność redukcji FW i PV tak aby zminimalizować całkowity koszt rekompensat finansowych jakie będzie trzeba pokryć. Lista ta będzie aktualizowana codziennie, ze względu na m.in. zmieniające się ceny zielonych certyfikatów oraz średnioważoną dobową cenę energii elektrycznej na rynku dnia następnego. Należy zwrócić uwagę, że w procesie bilansowania KSE, przed nierynkowym mechanizmem ograniczania generacji z FW i PV, w pierwszej kolejności OSP będzie wykorzystywał mechanizm rynkowy (pozycja nr 2 powyżej), w ramach którego będą wyłaniane zasoby redysponowania poprzez zintegrowany proces grafikowania. Nierynkowy mechanizm redukcji farm wiatrowych oraz instalacji fotowoltaicznych będzie stosowany jako ostateczny środek zaradczy.
Podobnie jak w przypadku Polski, rynkowy mechanizm wyznaczania zasobów do redysponowania ze względów bilansowanych będzie stosowany również w innych krajach, m.in. w Hiszpanii, Szwecji, Holandii oraz Grecji. Przykładem rynkowego redysponowania jest również Wielka Brytania, gdzie wytwórcy otrzymywali premie za ograniczenia, które były wyższe od potencjalnych strat. Jednak premie uzyskiwane przez wytwórców były historycznie tak duże, że zostały wprowadzone nowe warunki, które pod groźbą kary zabraniały składania zbyt wysokich ofert w razie ograniczeń. Takie rozwiązanie w istocie oznacza próbę zbliżenia do formuły ceny regulowanej. Wysokość rekompensat budzi do dziś w Wielkiej Brytanii publiczne kontrowersje. Należy zauważyć, że z powodu potencjalnie wysokich kosztów rekompensat i ryzyka nadużycia pozycji rynkowej przez wytwórców występują również przypadki, gdy państwa członkowskie zrezygnowały w całości ze stosowania mechanizmu rynkowego. Niemcy zdecydowały o odstąpieniu od stosowania modelu rynkowego w oparciu o dwie z wymienionych w art. 13 ust. 3 rozporządzenia 2019/943 przesłanek, tj. zbyt niską liczbę jednostek wytwarzania energii, aby zapewnić skuteczną konkurencję, oraz stan sieci, który prowadziłby do składania ofert strategicznych. Na podobnym stanowisku kwestionującym zasadność stosowania rynkowego redysponowania stanął również belgijski regulator energetyki. W konsekwencji, belgijski OSP zamierza korzystać z wyłączenia przewidzianego w wyżej wspomnianym art. 13 ust. 3 rozporządzenia 2019/943. Ma to na celu uniemożliwienie działań polegających na nadużyciu pozycji wynikającej z ograniczeń rynkowych. Należy przy tym jednak zauważyć, że w zasadniczej części mechanizm belgijski opiera się o oferty uczestników rynku. W Irlandii i Irlandii Północnej przygotowany został przez łączoną Komisję ds. jednolitego rynku (SEM) szczegółowy raport na temat implementacji rozporządzenia 2019/943 w zakresie dysponowania i redysponowania. SEM uznała w nim rynek bilansujący za mechanizm rynkowy.
Biorąc pod uwagę stosowane przez inne europejskie kraje rozwiązania oraz przepisy rozporządzenia 2019/943 można założyć, że proponowane rozwiązanie jest poprawne i bezpieczne zarówno dla operatorów systemów elektroenergetycznych jak również dla sektora wytwórczego. Nadanie operatorom systemów elektroenergetycznych prawa do redysponowania FW i PV na potrzeby zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię umożliwi dalszy rozwój FW i PV przy zapewnieniu bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego oraz będzie stanowił istotny środek zaradczy do utrzymania bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego. Po wdrożeniu proponowanych zmian do ustawy - Prawo energetyczne oraz do ustawy o odnawialnych źródłach energii szczegółowy mechanizm nierynkowej redukcji zostanie zawarty w IRiESP oraz IRiESD.

 

 

quote


Prawo energetyczne, art. 9c ust. 7a - 7p

 

7a. W celu równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię lub zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego może, w przypadkach, o których mowa w art. 13 ust. 3 rozporządzenia 2019/943, oraz na zasadach, wskazanych w art. 13 ust. 6 tego rozporządzenia, wydać:

1) bezpośrednio wytwórcy przyłączonemu do sieci przesyłowej lub posiadaczowi magazynu energii elektrycznej przyłączonemu do sieci przesyłowej lub

2) za pośrednictwem i w koordynacji z operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego bezpośrednio połączonego z siecią przesyłową - wytwórcy przyłączonemu do tej sieci dystrybucyjnej lub posiadaczowi magazynu energii elektrycznej przyłączonemu do sieci dystrybucyjnej

- polecenie wyłączenia jednostki wytwórczej wykorzystującej energię wiatru lub słońca lub zmniejszenia mocy wytwarzanej przez tę jednostkę wytwórczą, lub wyłączenia magazynu energii elektrycznej lub zmiany mocy pobieranej lub wprowadzanej przez ten magazyn, podlegające rekompensacie finansowej, o której mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943.

7b. W celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego może, w przypadkach, o których mowa w art. 13 ust. 3 rozporządzenia 2019/943, oraz na zasadach określonych w art. 13 ust. 6 tego rozporządzenia, w koordynacji z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego wydać:

1) bezpośrednio wytwórcy przyłączonemu do jego sieci lub posiadaczowi magazynu energii elektrycznej przyłączonemu do jego sieci lub

2) za pośrednictwem innego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, wytwórcy przyłączonemu do sieci tego operatora lub posiadaczowi magazynu energii elektrycznej przyłączonemu do sieci tego operatora, którego sieć dystrybucyjna nie jest bezpośrednio połączona z siecią przesyłową, a sieci obu operatorów posiadają bezpośrednie połączenie

- polecenie wyłączenia jednostki wytwórczej wykorzystującej energię wiatru lub słońca, przyłączonej do sieci dystrybucyjnej, lub zmniejszenia mocy wytwarzanej przez tę jednostkę wytwórczą, lub wyłączenia magazynu energii elektrycznej lub zmiany mocy pobieranej lub wprowadzanej przez ten magazyn, podlegające rekompensacie finansowej, o której mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943.

7c. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego wydaje wytwórcy polecenie, o którym mowa w ust. 7a, w celu:

1) równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię, w odniesieniu do jednostek wytwórczych wykorzystujących energię wiatru lub słońca, których moc zainstalowana mieści się w następujących przedziałach:

a) 400 kW i większej,

b) 200 kW i mniejszej niż 400 kW,

c) większej niż 50 kW i mniejszej niż 200 kW

- począwszy od jednostek wytwórczych, których moc zainstalowana mieści się w przedziale, o którym mowa w lit. a, dążąc do minimalizacji prognozowanego kosztu zmniejszenia wytwarzania mocy, wyznaczanego jako suma rekompensat finansowych, o których mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943, przy spełnieniu warunków bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz technicznego ograniczenia pracy jednostek wytwórczych, oraz

2) zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej, kierując się kryterium wielkości zmniejszenia mocy wytwarzanej przez jednostki wytwórcze wykorzystujące energię wiatru lub słońca, dąży do minimalizacji tego zmniejszenia.

7d. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, wydając polecenie wytwórcy, o którym mowa w ust. 7b, w celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej, kieruje się kryterium wielkości zmniejszenia mocy wytwarzanej przez jednostki wytwórcze wykorzystujące energię wiatru lub słońca, dążąc do minimalizacji tego zmniejszenia. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego informuje operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego o planowanym wyłączeniu jednostki wytwórczej lub zmniejszeniu mocy wytwarzanej przez jednostkę wytwórczą niezwłocznie po zidentyfikowaniu takiej potrzeby.

7e. Operator systemu elektroenergetycznego, wydając posiadaczowi magazynu energii elektrycznej polecenie, o którym mowa w ust. 7a lub 7b, kieruje się kryteriami określonymi w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1.

7f. Przepisu ust. 7a w zakresie równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię nie stosuje się do jednostek wytwórczych, o których mowa w:

1) ust. 7c pkt 1 lit. a i b, niewyposażonych w układy regulacji mocy czynnej zapewniającej zdolność do płynnej redukcji wytwarzanej mocy czynnej,

2) ust. 7c pkt 1 lit. c, niewyposażonych w układy umożliwiające zaprzestanie generacji mocy czynnej lub zapewniające zdolność do płynnej redukcji wytwarzanej mocy czynnej

- dla których z przepisów wydanych na podstawie art. 9 ust. 3 i 4, aktów prawnych wydanych na podstawie art. 59-61 rozporządzenia 2019/943, z metod, warunków, wymogów i zasad dotyczących wymagań technicznych dla jednostek wytwórczych, ustanowionych na podstawie tych aktów prawnych, lub wydanych warunków przyłączenia, lub instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1, nie wynika wymóg wyposażenia w takie układy.

7g. Rekompensata finansowa, o której mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943, nie przysługuje w przypadku wyłączenia jednostki wytwórczej lub zmniejszenia wytwarzania mocy przez tę jednostkę, lub wyłączenia magazynu energii elektrycznej lub zmniejszenia pobieranej lub wprowadzanej mocy przez ten magazyn, jeżeli umowa o przyłączenie jednostki wytwórczej lub magazynu energii elektrycznej zawiera postanowienia skutkujące brakiem gwarancji niezawodnych dostaw energii elektrycznej.

7h. Rekompensata finansowa, o której mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943, nie przysługuje w przypadku ograniczenia mocy wprowadzanej do sieci elektroenergetycznej w okresach doby w poszczególnych miesiącach roku, na zasadach wskazanych w umowie o przyłączenie zgodnie z art. 7 ust. 2f.

7i. Do zasad wydawania poleceń wyłączenia instalacji, o której mowa w art. 7 ust. 2f, oraz do zmniejszenia mocy wytwarzanej przez tę instalację, obliczania i wypłaty rekompensaty finansowej, o której mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943, żądania wypłaty, a także jej rozliczenia przez operatora systemu elektroenergetycznego stosuje się odpowiednio przepisy ust. 7a-7f i 7j-7m.

7j. Rekompensatę finansową, o której mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943:

1) oblicza i wypłaca operator systemu elektroenergetycznego, do którego sieci jest przyłączony wytwórca lub posiadacz magazynu energii elektrycznej, którego dotyczyło polecenie, o którym mowa w ust. 7a lub 7b,

2) w przypadku, o którym mowa w ust. 7a pkt 2 lub ust. 7b pkt 2, oblicza i wypłaca operator systemu elektroenergetycznego, za pośrednictwem którego jest przekazywane polecenie, o którym mowa w ust. 7a lub 7b, działając w imieniu własnym, lecz na rzecz operatora systemu elektroenergetycznego wydającego polecenie

- przy czym rekompensata finansowa, o której mowa w art. 13 ust. 7 tego rozporządzenia, jest rozliczana w ramach umowy o świadczenie usług przesyłania albo umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, zgodnie z warunkami określonymi w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1.

7k. Żądanie wypłaty rekompensaty finansowej, o której mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943, wraz z danymi stanowiącymi podstawę ustalenia wysokości tej rekompensaty zgłasza się operatorowi systemu elektroenergetycznego, do którego sieci jest przyłączony wytwórca lub posiadacz magazynu energii elektrycznej, w terminie i zgodnie z warunkami określonymi w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1. Roszczenie o wypłatę rekompensaty finansowej wygasa, jeżeli nie zostanie zgłoszone przed upływem 180 dni od ostatniego dnia miesiąca kalendarzowego, w którym zostało wykonane polecenie tego operatora skutkujące obowiązkiem wypłaty rekompensaty finansowej, o której mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943.

7l. Operator systemu elektroenergetycznego, który wydał polecenie, o którym mowa w ust. 7a lub 7b, zwraca środki finansowe z tytułu rekompensaty finansowej, o której mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943, wypłacone przez operatora systemu elektroenergetycznego, o którym mowa w ust. 7j pkt 2.

7m. W przypadku rekompensat finansowych, o których mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943, należnych wytwórcy lub posiadaczowi magazynu energii elektrycznej przyłączonemu do koordynowanej sieci 110 kV instrukcja, o której mowa w art. 9g ust. 1, określa kryteria i zasady ustalania, który z operatorów systemu elektroenergetycznego jest uznawany za wydającego polecenie i zobowiązanego do zapłaty rekompensaty finansowej, uwzględniając obowiązek stosowania się przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego do warunków współpracy z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego w zakresie funkcjonowania koordynowanej sieci 110 kV, o którym mowa w ust. 3 pkt 12.

7n. Operator systemu elektroenergetycznego, do którego sieci przyłączony jest wytwórca lub posiadacz magazynu energii elektrycznej, którego dotyczyło polecenie, przekazuje operatorowi systemu elektroenergetycznego, który wydał polecenie, dane umożliwiające weryfikację obliczania rekompensaty finansowej, o której mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943, w tym informacje, czy i w jakim zakresie umowa o przyłączenie jednostki wytwórczej lub magazynu energii elektrycznej zawiera postanowienia skutkujące brakiem gwarancji niezawodnych dostaw energii elektrycznej, o których mowa w art. 7 ust. 2e. Zakres oraz terminy przekazywania danych określa instrukcja, o której mowa w art. 9g ust. 1.

7o. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w terminie 14 dni od dnia zawarcia lub zmiany umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej z wytwórcą lub posiadaczem magazynu energii elektrycznej przekazuje operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego dane dotyczące przyłączonych do jego sieci jednostek wytwórczych lub magazynów energii elektrycznej, niezbędne do wydawania i wykonywania poleceń, o których mowa w ust. 7a, w tym informacje, czy i w jakim zakresie umowa o przyłączenie jednostki wytwórczej lub magazynu energii elektrycznej zawiera postanowienia skutkujące brakiem gwarancji niezawodnych dostaw energii elektrycznej, o których mowa w art. 7 ust. 2e.

7p. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada bezpośrednich połączeń z siecią przesyłową, w terminie 14 dni od dnia zawarcia lub zmiany umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej z wytwórcą lub posiadaczem magazynu energii elektrycznej, przekazuje operatorowi systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, którego sieć posiada bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową, dane dotyczące przyłączonych do jego sieci jednostek wytwórczych oraz magazynów energii elektrycznej, niezbędne do wydawania i wykonywania poleceń, o których mowa w ust. 7a lub 7b, w tym informacje, czy i w jakim zakresie umowa o przyłączenie jednostki wytwórczej lub magazynu energii elektrycznej zawiera postanowienia skutkujące brakiem gwarancji niezawodnych dostaw energii elektrycznej, o których mowa w art. 7 ust. 2e.

  

 

quote


Prawo energetyczne, art. 11d 

 

1. W sytuacji wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w następstwie zdarzeń, o których mowa w art. 11c ust. 1, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu połączonego elektroenergetycznego w zakresie systemu przesyłowego podejmuje w szczególności następujące działania:

1) wydaje wytwórcy lub posiadaczowi magazynu energii elektrycznej polecenia uruchomienia, odstawienia, zmiany obciążenia lub odłączenia od sieci jednostki wytwórczej lub magazynu energii elektrycznej przyłączonych do sieci przesyłowej lub jednostki wytwórczej lub magazynu energii elektrycznej przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV;

2) dokonuje zakupów interwencyjnych mocy lub energii elektrycznej;

3) wydaje właściwemu operatorowi systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego polecenia uruchomienia, odstawienia, zmiany obciążenia lub odłączenia od sieci jednostki wytwórczej lub magazynu energii elektrycznej przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na obszarze jego działania, które nie są jednostką wytwórczą lub magazynem energii elektrycznej, o których mowa w pkt 1;

4) wydaje właściwemu operatorowi systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego polecenia zmniejszenia ilości pobieranej energii elektrycznej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na obszarze jego działania lub przerwania zasilania niezbędnej liczby odbiorców końcowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na tym obszarze;

5) po wyczerpaniu wszystkich możliwych działań zmierzających do pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną wydaje odbiorcom końcowym, przyłączonym bezpośrednio do sieci przesyłowej, polecenia zmniejszenia ilości pobieranej energii elektrycznej lub odłączenia od sieci urządzeń i instalacji należących do tych odbiorców, zgodnie z planem wprowadzania ograniczeń;

6) dokonuje zmniejszenia wielkości zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej;

7) ogłasza okres przywołania na rynku mocy, o którym mowa w art. 2 ust. 1 pkt 26 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz.U. z 2021 r. poz. 1854).

2. W okresie wykonywania działań, o których mowa w ust. 1, użytkownicy systemu, w tym odbiorcy energii elektrycznej, są obowiązani stosować się do poleceń operatora systemu elektroenergetycznego, o ile wykonanie tych poleceń nie stwarza bezpośredniego zagrożenia życia lub zdrowia osób.

3. W okresie występowania zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej operatorzy systemu elektroenergetycznego mogą wprowadzać ograniczenia w świadczonych usługach przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, w zakresie niezbędnym do usunięcia tego zagrożenia.

4. Operatorzy systemu elektroenergetycznego pokrywają koszty poniesione przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w związku z działaniami, o których mowa w ust. 1.

4a. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu połączonego elektroenergetycznego pokrywa koszty opłaty podwyższonej, o której mowa w art. 280 pkt 2 ustawy z dnia 20 lipca 2017 r. - Prawo wodne (Dz.U. z 2021 r. poz. 2233 i 2368 oraz z 2022 r. poz. 88, 258 i 855), poniesione przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub ciepła w związku z działaniami, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i 3.

5. Koszty poniesione przez operatorów systemu elektroenergetycznego w związku z działaniami, o których mowa w ust. 1, stanowią koszty uzasadnione działalności, o których mowa w art. 45 ust. 1 pkt 2.



Zaloguj się, aby zobaczyć.

Dbamy o Twoją prywatność

Poprzez kliknięcie "Akceptuję" wyrażasz zgodę na zainstalowanie i przechowywanie plików typu cookie na Twoim urządzeniu końcowym i użycie danych geolokalizacyjnych w celu optymalizacji działania serwisu. Więcej informacji znajdziesz w dokumencie Polityka Prywatności.