Art. 1.[Ustawa o rynku mocy] W ustawie z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2020 r. poz. 247 i 1565 oraz z 2021 r. poz. 234 i 1093) wprowadza się następujące zmiany:

1) w art. 2 w ust. 1:

a) po pkt 17 dodaje się pkt 17a i 17b w brzmieniu:

„17a) jednostka wytwórcza – jednostkę wytwórczą, o której mowa w art. 3 pkt 43 ustawy z dnia 10 kWietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, lub inny wyodrębniony zespół urządzeń służących do wytwarzania energii elektrycznej;

17b) limit emisji – emisję wynoszącą nie więcej niż 550 g dwutlenku węgla pochodzącego z paliw kopalnych na kWh wytworzonej energii elektrycznej;”,

b) pkt 25 otrzymuje brzmienie:

„25) okres dostaw – rok kalendarzowy albo kWartał, dla którego jest przeprowadzana aukcja dodatkowa;”,

c) po pkt 29 dodaje się pkt 29a w brzmieniu:

„29a) rozpoczęcie produkcji komercyjnej – dzień rozpoczęcia pracy jednostki wytwórczej, zgodnie z jej przeznaczeniem, po osiągnięciu stanu, w którym praca tej jednostki jest zgodna z prawem i możliwa technicznie;”;

2) w art. 3 ust. 2 otrzymuje brzmienie:

„2. Certyfikację ogólną rozpoczyna się nie później niż w 2. tygodniu każdego roku, a kończy nie później niż w 11. tygodniu tego roku.”;

3) po art. 3 dodaje się art. 3a w brzmieniu:

„Art. 3a. 1. Limit emisji uznaje się za spełniony przez jednostkę rynku mocy, jeśli żadna z jednostek wytwórczych wchodzących w skład jednostek fizycznych tworzących daną jednostkę rynku mocy nie przekroczyła limitu emisji w danym roku dostaw.

2. Jednostkowa emisja dwutlenku węgla w odniesieniu do jednostki wytwórczej wyznaczana jest zgodnie z wzorem:

gdzie:

EJ – oznacza jednostkową emisję dwutlenku węgla danej jednostki wytwórczej, wyrażoną w gCO₂/kWh,

t_CO2 – oznacza udział emisji dwutlenku węgla, która została przeniesiona z jednostki wytwórczej, a następnie wykorzystana w sposób, o którym mowa w art. 49 ust. 1 lit. a lub b rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2018/2066 z dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady oraz zmieniającego rozporządzenie Komisji (UE) nr 601/2012 (Dz. Urz. UE L 334 z 31.12.2018, str. 1, z późn. zm.³⁾), w całkowitej emisji tej jednostki, wyrażony w %,

p – oznacza paliwo,

n – oznacza liczbę paliw wykorzystywanych w danej jednostce wytwórczej,

U_p – oznacza udział energetyczny danego paliwa w całym paliwie dostarczanym do danej jednostki wytwórczej, w okresie całego roku kalendarzowego, wyrażony w %,

WE_p – oznacza wskaźnik emisji dwutlenku węgla dla danego paliwa, wyznaczony tak jak na potrzeby raportowania emisji określonych w rozporządzeniu wykonawczym Komisji (UE) 2018/2066 z dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady oraz zmieniającym rozporządzenie Komisji (UE) nr 601/2012, wyrażony w kgCO₂/TJ,

h_proj – oznacza sprawność w warunkach projektowych wytwarzania energii elektrycznej w danej jednostce wytwórczej, liczoną jako iloraz mocy elektrycznej netto i całkowitego zużycia paliwa, w warunkach projektowych przy mocy osiągalnej netto, uwzględniając wyniki pomiarów eksploatacyjnych, gwarancyjnych lub pomodernizacyjnych w zależności od tego, które z nich są najnowsze.

3. W przypadku magazynów energii elektrycznej wchodzących w skład jednostek fizycznych tworzących daną jednostkę rynku mocy, na potrzeby weryfikacji spełnienia limitu emisji, przyjmuje się, że wskaźnik jednostkowej emisji dwutlenku węgla EJ w przypadku magazynów energii elektrycznej:

1) niepołączonych bezpośrednio z jednostką wytwórczą i zasilanych wyłącznie z sieci – jest równy zero;

2) połączonych bezpośrednio z jedną lub z większą liczbą jednostek wytwórczych – jest równy najwyższemu spośród wskaźników jednostkowej emisji dwutlenku węgla wyznaczonych odpowiednio dla bezpośrednio połączonych jednostek wytwórczych.”;

4) w art. 7 ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Operator opracowuje informację o prognozowanych maksymalnych wolumenach obowiązków mocowych dla poszczególnych stref określonych w art. 6 ust. 6 na podstawie średnioterminowej oceny wystarczalności wytwarzania opracowywanej cyklicznie zgodnie z rozporządzeniem 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), zwanego dalej „rozporządzeniem 2019/943”.”;

5) w art. 9:

a) w ust. 2 pkt 1 otrzymuje brzmienie:

„1) cenę w złotych za 1 kW;”,

b) ust. 9 otrzymuje brzmienie:

„9. Operator publikuje wyniki aukcji wstępnej w terminie 5 dni roboczych od dnia zakończenia aukcji mocy, której dotyczyła dana aukcja wstępna.”;

6) w art. 10 ust. 2 otrzymuje brzmienie:

„2. Operator, w terminie 14 dni od zawarcia lub zmiany umowy, o której mowa w art. 6 ust. 3 albo 4, przekazuje Prezesowi URE i ministrowi właściwemu do spraw energii informację o jej zawarciu lub zmianie.”;

7) w art. 12 ust. 4 otrzymuje brzmienie:

„4. W przypadku gdy informacje lub dane zawarte we wniosku o rejestrację jednostki fizycznej wytwórczej planowanej:

1) uległy zmianie – wnioskodawca jest obowiązany zgłosić w najbliższej certyfikacji ogólnej ich uzupełnienie lub zmianę;

2) o których mowa w ust. 2 pkt 1–4, uległy zmianie – wnioskodawca może zgłosić ich uzupełnienie lub zmianę po uzyskaniu wpisu do rejestru, a przed wydaniem certyfikatu potwierdzającego utworzenie jednostki rynku mocy, w której skład wchodzi dana jednostka fizyczna wytwórcza planowana.”;

8) w art. 15 dodaje się ust. 6–8 w brzmieniu:

„6. Dostawca mocy nie może złożyć wniosku o certyfikację w odniesieniu do jednostki rynku mocy, która w roku dostaw, dla którego prowadzona jest dana certyfikacja, nie będzie spełniała limitu emisji, z uwzględnieniem ust. 7.

7. W przypadku jednostki rynku mocy, o której mowa w ust. 6, w skład której wchodzą wyłącznie jednostki wytwórcze, które rozpoczęły produkcję komercyjną przed dniem 4 lipca 2019 r., dostawca mocy może złożyć wniosek o certyfikację wyłącznie w zakresie utworzenia jednostki rynku mocy i dopuszczenia jej do udziału w rynku wtórnym.

8. Wniosku o certyfikację nie może złożyć dostawca mocy, wobec którego w terminie rozpoczęcia danej certyfikacji do aukcji głównej lub do aukcji dodatkowych zachodzą okoliczności, o których mowa w art. 2 pkt 18 lit. a, b, c lub e rozporządzenia Komisji (UE) nr 651/2014 z dnia 17 czerwca 2014 r. uznającego niektóre rodzaje pomocy za zgodne z rynkiem wewnętrznym w zastosowaniu art. 107 i 108 Traktatu (Dz. Urz. UE L 187 z 26.06.2014, str. 1, z późn. zm.⁴⁾).”;

9) w art. 16 w ust. 2:

a) uchyla się pkt 4,

b) po pkt 4 dodaje się pkt 4a w brzmieniu:

„4a) w skład której wchodzi jednostka wytwórcza, która w roku dostaw nie będzie spełniała limitu emisji i rozpoczęła produkcję komercyjną nie wcześniej niż w dniu 4 lipca 2019 r.;”;

10) w art. 19:

a) w ust. 1:

– pkt 1 otrzymuje brzmienie:

„1) w przypadku wniosku o certyfikację innego niż wniosek o utworzenie jednostki rynku mocy i dopuszczenie jej do udziału wyłącznie w rynku wtórnym – wielkość obowiązku mocowego, którą będzie oferował dostawca mocy dla tej jednostki w aukcji mocy, nie większą niż iloczyn mocy osiągalnej netto jednostki i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności;”,

– w pkt 8 na końcu kropkę zastępuje się średnikiem i dodaje się pkt 9–11 w brzmieniu:

„9) oświadczenie o planowanym spełnieniu limitu emisji przez jednostkę rynku mocy w roku dostaw, którego dotyczy dana certyfikacja, albo, w przypadku, o którym mowa w art. 15 ust. 7, oświadczenie o niespełnieniu tego limitu;

10) oświadczenie o rozpoczęciu produkcji komercyjnej przed dniem 4 lipca 2019 r. przez wszystkie jednostki wytwórcze wchodzące w skład jednostek fizycznych tworzących jednostkę rynku mocy albo o rozpoczęciu produkcji komercyjnej przez co najmniej jedną jednostkę wytwórczą wchodzącą w skład jednostek fizycznych tworzących jednostkę rynku mocy w tej dacie albo później;

11) oświadczenie, że wobec dostawcy mocy nie zachodzą okoliczności, o których mowa w art. 2 pkt 18 lit. a, b, c lub e rozporządzenia Komisji (UE) nr 651/2014 z dnia 17 czerwca 2014 r. uznającego niektóre rodzaje pomocy za zgodne z rynkiem wewnętrznym w zastosowaniu art. 107 i 108 Traktatu.”,

b) w ust. 2 w pkt 2 w lit. b, na końcu, po przecinku dodaje się wyraz „oraz” i dodaje się lit. ba w brzmieniu:

„ba) planowane spełnienie limitu emisji przez nową jednostkę rynku mocy wytwórczą w każdym roku dostaw,”,

c) w ust. 3 w pkt 4 w lit. b, na końcu, po przecinku dodaje się wyraz „oraz” i dodaje się lit. ba w brzmieniu:

„ba) planowane spełnienie limitu emisji przez modernizowaną jednostkę rynku mocy wytwórczą w każdym roku dostaw,”;

11) w art. 20 w ust. 4:

a) w pkt 2 lit. b otrzymuje brzmienie:

„b) w przypadku gdy w skład jednostki rynku mocy wchodzi co najmniej jedna jednostka wytwórcza:

– parametry techniczne wszystkich jednostek wytwórczych wchodzących w skład jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania będących częścią danej jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania oraz planowane spełnienie przez nie wymagań emisyjnych, zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) lub odpowiednio z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/2193 z dnia 25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania, oraz

– planowane spełnienie limitu emisji przez wszystkie jednostki wytwórcze wchodzące w skład jednostek fizycznych tworzących daną jednostkę rynku mocy redukcji zapotrzebowania w każdym roku dostaw;”,

b) dodaje się pkt 3 w brzmieniu:

„3) informację o okresie, na jaki dostawca mocy zamierza zawrzeć umowę mocową, z uwzględnieniem art. 25 ust. 4 pkt 2–4.”;

12) po art. 23 dodaje się art. 23a w brzmieniu:

„Art. 23a. 1. W przypadku jednostek rynku mocy, które zawarły umowę mocową w wyniku aukcji głównej na więcej niż 1 okres dostaw, certyfikat wydany na podstawie art. 23 pkt 1 upoważnia do udziału w rynku wtórnym we wszystkich okresach dostaw, na które została zawarta ta umowa mocowa.

2. W przypadku skrócenia czasu trwania umowy mocowej do jednego roku, na podstawie art. 46 ust. 2 lub 3, certyfikat wydany na podstawie art. 23 pkt 1 upoważnia do udziału w rynku wtórnym w roku dostaw wynikającym ze skrócenia czasu trwania tej umowy mocowej oraz w następnym roku dostaw.

3. Na potrzeby udziału w rynku wtórnym, na podstawie certyfikatu, o którym mowa w art. 23 pkt 1, dla danej jednostki rynku mocy stosuje się, w całym okresie obowiązywania certyfikatu, korekcyjny współczynnik dyspozycyjności, który został określony dla pierwszego okresu dostaw objętego tym certyfikatem.

4. W przypadku jednostki rynku mocy, dla której w toku aukcji mocy nie została zawarta umowa mocowa lub została zawarta umowa mocowa na nie więcej niż 1 okres dostaw, certyfikat wydany na podstawie art. 23 pkt 1 upoważnia do udziału w rynku wtórnym wyłącznie w roku dostaw, w odniesieniu do którego prowadzona była dana aukcja mocy, z uwzględnieniem art. 24 ust. 2.”;

13) w art. 25 w ust. 5 pkt 1 otrzymuje brzmienie:

„1) spełni jednostkowy wskaźnik emisji dwutlenku węgla na poziomie mniejszym lub równym 450 kg na 1 MWh wytwarzanej energii elektrycznej albo, w przypadku jednostek kogeneracji, energii elektrycznej i ciepła, i”;

14) w art. 29 po ust. 3 dodaje się ust. 3a w brzmieniu:

„3a. W toku aukcji głównej, o której mowa w ust. 3, dostawca mocy może oferować obowiązek mocowy na okresy dostaw przypadające po roku, na który przeprowadzana jest ta aukcja, zgodnie z wydanym certyfikatem.”;

15) po art. 33 dodaje się art. 33a w brzmieniu:

„Art. 33a. 1. W terminie 60 dni od dnia otrzymania, zgodnie z art. 14 ust. 2, proponowanych wartości parametrów, o których mowa w art. 31 pkt 1, 2, 4 i 5 i art. 32 ust. 1 pkt 2–7 oraz ust. 3, Prezes URE przekazuje ministrowi właściwemu do spraw energii propozycję parametru, o którym mowa w art. 31 pkt 1, w odniesieniu do najbliższej aukcji głównej oraz najbliższych aukcji dodatkowych.

2. Prezes URE, przygotowując propozycję, o której mowa w ust. 1, może przyjąć propozycje przekazane przez operatora zgodnie z art. 14 ust. 2 lub zaproponować inne wielkości.”;

16) w art. 34 ust. 2 otrzymuje brzmienie:

„2. Minister właściwy do spraw energii wydaje rozporządzenie, o którym mowa w ust. 1, po otrzymaniu propozycji, o której mowa w art. 33a ust. 1, i nie później niż 18 tygodni przed rozpoczęciem każdej aukcji głównej.”;

17) po art. 40 dodaje się art. 40a i art. 40b w brzmieniu:

„Art. 40a. 1. Prezes URE oblicza i ogłasza w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie podmiotowej:

1) wartość niedostarczonej energii elektrycznej;

2) koszt nowej jednostki.

2. Wielkości, o których mowa w ust. 1, są obliczane raz na 5 lat w oparciu o metodę, o której mowa odpowiednio w art. 23 ust. 6 lit. a lub b rozporządzenia 2019/943.

3. Wielkości, o których mowa w ust. 1, mogą być obliczane częściej niż w terminie określonym w ust. 2, jeżeli Prezes URE stwierdzi znaczącą zmianę tych wielkości. W takim przypadku Prezes URE ogłasza wielkości, o których mowa w ust. 1, wraz z uzasadnieniem zmiany.

Art. 40b. Prezes URE, w terminie 14 dni od dnia ogłoszenia wielkości, o których mowa w art. 40a ust. 1 pkt 1 lub 2, informuje ministra właściwego do spraw energii o ich ogłoszeniu. W przypadku, o którym mowa w art. 40a ust. 1 pkt 2, Prezes URE przedstawia również dane wykorzystywane do obliczenia kosztu nowej jednostki.”;

18) w art. 41 pkt 1 otrzymuje brzmienie:

„1) dostawca mocy zobowiązuje się do wykonywania, przez oznaczony czas, obowiązku mocowego przez określoną jednostkę rynku mocy;”;

19) w art. 42 w ust. 1 w pkt 4 lit. c otrzymuje brzmienie:

„c) monitorowania postępów inwestycyjnych jednostek rynku mocy:

– w skład których wchodzi jednostka fizyczna wytwórcza planowana, w odniesieniu do których zawarto umowę mocową,

– w odniesieniu do których zawarto umowę mocową na więcej niż 1 okres dostaw,”;

20) w art. 44 po ust. 2 dodaje się ust. 2a w brzmieniu:

„2a. Zarządca rozliczeń rynku mocy, o którym mowa w art. 61 ust. 2, staje się stroną umowy mocowej z mocy prawa, z chwilą jej zawarcia.”;

21) po art. 44 dodaje się art. 44a w brzmieniu:

„Art. 44a. W trakcie trwania okresu rezygnacji, o którym mowa w art. 24a ust. 3 ustawy z dnia 30 kwietnia 2004 r. o postępowaniu w sprawach dotyczących pomocy publicznej (Dz. U. z 2021 r. poz. 743), w odniesieniu do danej jednostki rynku mocy przyjmuje się, że jej obowiązek mocowy wynosi zero.”;

22) w art. 46 w ust. 2 skreśla się wyrazy „w terminie do końca pierwszego roku okresu dostaw,”;

23) w art. 47 dodaje się ust. 4 w brzmieniu

„4. W przypadku rozwiązania umowy mocowej dotyczącej nowej jednostki rynku mocy wytwórczej przed spełnieniem wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2, przepisy ust. 1 pkt 1 i 2 stosuje się odpowiednio. W przypadku, o którym mowa w zdaniu pierwszym, dostawca mocy płaci karę odpowiadającą sumie kar, o których mowa w ust. 2, które nie stały się należne do dnia rozwiązania umowy mocowej, a które zostałyby naliczone do końca trzeciego roku dostaw albo do końca okresu, na jaki została zawarta umowa mocowa, jeżeli została ona zawarta na mniej niż trzy lata dostaw.”;

24) po art. 47 dodaje się art. 47a i art. 47b w brzmieniu:

„Art. 47a. 1. W przypadku umowy mocowej zawartej na więcej niż 1 okres dostaw w odniesieniu do nowej lub modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, dla której uległa zmianie moc osiągalna netto jednostki fizycznej wytwórczej tworzącej tę jednostkę rynku mocy, a zmiana ta nie była większa niż 5% mocy określonej w certyfikacji do aukcji głównej, w wyniku której dana jednostka rynku mocy zawarła tę umowę mocową, dostawca mocy może wystąpić do operatora z wnioskiem o dokonanie zmiany tej mocy.

2. Wniosek, o którym mowa w ust. 1, zawiera uzasadnienie zmiany i może zostać złożony przez dostawcę mocy jednokrotnie, nie później niż z chwilą przedstawienia informacji, o których mowa w art. 52 ust. 2.

3. Na podstawie wniosku, o którym mowa w ust. 1, w terminie 14 dni od dnia otrzymania tego wniosku, operator dokonuje zmiany iloczynu mocy osiągalnej netto i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności ujętego w certyfikacie oraz, w przypadku zmniejszenia mocy osiągalnej netto, proporcjonalnego zmniejszenia wielkości obowiązku mocowego określonego w umowie mocowej, przez wpis zaktualizowanych danych w rejestrze. Zmniejszenie wielkości obowiązku mocowego skutkuje odpowiednio zmniejszeniem wysokości wynagrodzenia należnego dostawcy mocy za wykonywanie obowiązku mocowego zgodnie z zawartą umową mocową oraz zatrzymaniem przez operatora odpowiedniej części zabezpieczenia finansowego, o którym mowa w art. 50 ust. 1.

4. W przypadku dokonania zmian, o których mowa w ust. 3, spełnienie obowiązków, o których mowa w art. 52, odnosi się do zmienionej mocy osiągalnej netto.

5. W przypadku dokonania zmian, o których mowa w ust. 3, w ramach niezależnej ekspertyzy, o której mowa w art. 52 ust. 2 pkt 3, dostawca mocy przedstawia operatorowi dodatkowo potwierdzenie dotyczące wielkości zmienionej mocy osiągalnej netto.

Art. 47b. 1. W przypadku umowy mocowej zawartej na więcej niż 1 okres dostaw w odniesieniu do nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, która w okresie dostaw nie będzie spełniała limitu emisji, dostawca mocy może złożyć do operatora oświadczenie o jej wypowiedzeniu.

2. Od chwili złożenia oświadczenia, o którym mowa w ust. 1, realizacja postanowień umowy mocowej, o których mowa w art. 42 ust. 1 pkt 4 lit. c, zostaje zawieszona.

3. Umowa mocowa, w odniesieniu do której złożono oświadczenie, o którym mowa w ust. 1, zwana dalej „umową wypowiadaną”, ulega rozwiązaniu z chwilą wskazania operatorowi przez dostawcę mocy:

1) umowy mocowej spełniającej wymagania określone w ust. 4 pkt 1 oraz ust. 5 i 6, zawartej w toku aukcji mocy przeprowadzonej po złożeniu oświadczenia, o którym mowa w ust. 1, i nie później niż 12 miesięcy przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw umowy wypowiadanej, oraz

2) umowy mocowej spełniającej wymagania określone w ust. 4 pkt 2 i ust. 6, zawartej w toku aukcji mocy przeprowadzonej po złożeniu oświadczenia, o którym mowa w ust. 1, i przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw umowy wypowiadanej.

4. Wielkość obowiązku mocowego objętego umową mocową, o której mowa w ust. 3:

1) pkt 1 – nie może być mniejsza niż 80% obowiązku mocowego objętego umową wypowiadaną;

2) pkt 2 – nie może być mniejsza od różnicy 110% obowiązku mocowego objętego umową wypowiadaną i obowiązku mocowego objętego umową mocową, o której mowa w ust. 3 pkt 1.

5. Umowa mocowa, o której mowa w ust. 3 pkt 1, dotyczy wyłącznie nowej jednostki rynku mocy wytwórczej składającej się z jednostki fizycznej wytwórczej zlokalizowanej w tym samym powiecie co jednostka fizyczna objęta umową wypowiadaną.

6. Umowa mocowa, o której mowa w ust. 3 pkt 1 i 2:

1) dotyczy nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, która w okresie dostaw będzie spełniała limit emisji, oraz

2) obejmuje co najmniej taką samą liczbę okresów dostaw co umowa wypowiadana, oraz

3) jest zawarta przez dostawcę mocy będącego stroną umowy wypowiadanej albo przez podmiot należący do grupy kapitałowej, w rozumieniu art. 4 pkt 14 ustawy z dnia 16 lutego 2007 r. o ochronie konkurencji i konsumentów (Dz. U. z 2021 r. poz. 275), do której należy ten dostawca mocy, z uwzględnieniem ust. 7.

7. W przypadku gdy nie jest możliwe określenie przedsiębiorcy sprawującego kontrolę, w rozumieniu art. 4 pkt 4 ustawy z dnia 16 lutego 2007 r. o ochronie konkurencji i konsumentów, nad dostawcą mocy będącym spółką kapitałową, umowa mocowa, o której mowa w ust. 3 pkt 1 lub 2, może być zawarta przez podmiot wchodzący w skład grupy kapitałowej, do której należy podmiot posiadający co najmniej 50% udziałów lub akcji w kapitale zakładowym dostawcy mocy.

8. W przypadku rozwiązania umowy mocowej, zgodnie z ust. 3, operator:

1) zwalnia zabezpieczenie finansowe, o którym mowa w art. 50 ust. 1;

2) umarza kary, o których mowa w art. 47 ust. 2, jeżeli stały się należne w odniesieniu do tej umowy.

9. W odniesieniu do umów mocowych, o których mowa w ust. 3, przepisów art. 47a nie stosuje się.

10. W przypadku niewskazania operatorowi przez dostawcę mocy umów mocowych, o których mowa w ust. 3, w terminie 14 dni od dnia rozpoczęcia pierwszego okresu dostaw określonego w umowie wypowiadanej, oświadczenie, o którym mowa w ust. 1, nie wywołuje skutków prawnych.”;

25) w art. 48 w ust. 2:

a) w pkt 1 lit. b otrzymuje brzmienie:

„b) jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych zlokalizowanych w systemie albo jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych zlokalizowanych w tej samej strefie, o której mowa w art. 6 ust. 6, z tym że obowiązek mocowy jednostki rynku mocy składającej się z jednostek fizycznych zagranicznych może być przeniesiony także na jednostkę rynku mocy składającą się z jednostek fizycznych zlokalizowanych w systemie;”,

b) w pkt 2 w lit. e średnik zastępuje się przecinkiem i dodaje się lit. f i g w brzmieniu:

„f) w zakresie obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym – jednostek rynku mocy, dla których we wniosku o certyfikację nie złożono oświadczenia o planowanym spełnieniu limitu emisji, z uwzględnieniem art. 49a,

g) w zakresie obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym – jednostek rynku mocy objętych okresem rezygnacji, o którym mowa w art. 24a ust. 3 ustawy z dnia 30 kwietnia 2004 r. o postępowaniu w sprawach dotyczących pomocy publicznej;”,

c) w pkt 3 lit. a i b otrzymują brzmienie:

„a) ust. 1 pkt 1 – najpóźniej 24 godziny przed rozpoczęciem okresu, którego dotyczą,

b) ust. 1 pkt 2 – po udostępnieniu przez operatora danych pomiarowo-rozliczeniowych dotyczących danego okresu zagrożenia, ale nie później niż w 5. dniu roboczym po ich udostępnieniu;”;

26) w art. 49 dodaje się ust. 3 w brzmieniu:

„3. Transakcja, o której mowa w art. 48 ust. 1 pkt 1, wpisana do rejestru po rozpoczęciu okresu, którego dotyczy – jest skuteczna w odniesieniu do tego okresu.”;

27) po art. 49 dodaje się art. 49a–49c w brzmieniu:

„Art. 49a. Przepisu art. 48 ust. 2 pkt 2 lit. f nie stosuje się w odniesieniu do:

1) obowiązku mocowego, który powstał nie później niż w dniu 31 grudnia 2019 r. w wyniku aukcji mocy, również w przypadku, gdy ten obowiązek mocowy został przeniesiony, w całości lub w części, na inną jednostkę rynku mocy w wyniku transakcji na rynku wtórnym, niezależnie od liczby transakcji, którym podlegał;

2) jednostki rynku mocy, która uzyskała certyfikat na dany okres dostaw w certyfikacji do aukcji mocy przeprowadzonej przed aukcją główną na rok dostaw 2025, jeżeli przed zgłoszeniem do rejestru transakcji w zakresie obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym dostawca mocy złożył poprzez rejestr oświadczenie o planowanym spełnieniu limitu emisji w danym roku dostaw.

Art. 49b. W przypadku jednostki rynku mocy, która rozliczyła w danym okresie zagrożenia niewykonanie obowiązku mocowego poprzez realokację wielkości wykonania obowiązku mocowego przez inną jednostkę rynku mocy, ewentualna nadwyżka wykonania skorygowanego obowiązku mocowego powstała w wyniku realokacji nie stanowi podstawy do wypłaty premii, o której mowa w art. 66 ust. 1.

Art. 49c. Do umów, których przedmiotem jest obrót wtórny obowiązkiem mocowym lub realokacja wielkości wykonania obowiązku mocowego, o których mowa w art. 48 ust. 1, przepisów ustawy z dnia 11 września 2019 r. – Prawo zamówień publicznych (Dz. U. z 2021 r. poz. 1129) nie stosuje się.”;

28) w art. 50 ust. 3 i 4 otrzymują brzmienie:

„3. Po zakończeniu aukcji wstępnej operator zwraca uczestnikowi aukcji wstępnej zabezpieczenia finansowe:

1) wniesione w odniesieniu do ofert, które nie zostały przyjęte;

2) w zakresie nadwyżki między maksymalną wielkością mocy w ofertach danego uczestnika aukcji wstępnej, wynikającą z wniesionego zabezpieczenia, a wielkością mocy w złożonych przez niego ofertach.

4. Po wydaniu certyfikatu dla jednostki rynku mocy składającej się z jednej lub większej liczby jednostek fizycznych zagranicznych operator zwalnia zabezpieczenie finansowe wniesione przed aukcją wstępną w wysokości równej iloczynowi stawki zabezpieczenia oraz wielkości obowiązków mocowych, które dostawca mocy oferuje w danej aukcji mocy w odniesieniu do tej jednostki rynku mocy. Pozostałą część zabezpieczenia finansowego operator zatrzymuje.”;

29) w art. 52:

a) ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Dostawca mocy, który w wyniku aukcji głównej zawarł umowę mocową dotyczącą nowej albo modernizowanej jednostki rynku mocy wytwórczej, w terminie 24 miesięcy od dnia ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji mocy, przedstawia operatorowi dokumenty potwierdzające:

1) poniesienie nakładów inwestycyjnych w wysokości co najmniej 10% wymaganych nakładów inwestycyjnych, obliczonych jako iloczyn mocy osiągalnej netto danej jednostki rynku mocy i jednostkowego poziomu nakładów inwestycyjnych określonego dla danej aukcji głównej, o którym mowa odpowiednio w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. a albo b;

2) zawarcie umów związanych z inwestycją o łącznej wartości wynoszącej co najmniej 20% wymaganych nakładów inwestycyjnych, obliczonych jako iloczyn mocy osiągalnej netto danej jednostki rynku mocy i jednostkowego poziomu nakładów inwestycyjnych określonego dla danej aukcji głównej, o którym mowa odpowiednio w art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. a albo b.”,

b) w ust. 2:

– po pkt 2 dodaje się pkt 2a w brzmieniu:

„2a) w przypadku nowej jednostki rynku mocy wytwórczej – wykaz punktów pomiarowych przyporządkowanych jednostce fizycznej tworzącej daną jednostkę rynku mocy;”,

– w pkt 3 w lit. b, na końcu, po przecinku dodaje się wyraz „oraz” i dodaje się lit. ba w brzmieniu:

„ba) spełnienie limitu emisji, o którym mowa odpowiednio w art. 19 ust. 2 pkt 2 lit. ba i w ust. 3 pkt 4 lit. ba lub w art. 20 ust. 4 pkt 2 lit. b tiret drugie,”,

– pkt 4 otrzymuje brzmienie:

„4) wielkość pomocy publicznej, o której mowa w art. 62 ust. 1, udzielonej do dnia przedstawienia tej informacji.”,

c) dodaje się ust. 4 w brzmieniu:

„4. Operator potwierdza spełnienie przez dostawcę mocy wymagań, o których mowa w ust. 1 i 2, przez wpis do rejestru.”;

30) w art. 53:

a) ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. W przypadku niepotwierdzonej jednostki rynku mocy:

1) objętej umową mocową – nie później niż na miesiąc przed rozpoczęciem okresu dostaw określonego w umowie mocowej,

2) nieobjętej umową mocową – nie później niż na miesiąc przed rozpoczęciem ostatniego kWartału roku dostaw określonego w certyfikacie wydanym dla tej jednostki rynku mocy

– dostawca mocy wykonuje test zdolności redukcji zapotrzebowania, zwany dalej „testem”, polegający na dostarczaniu mocy w sposób ciągły przez okres co najmniej godziny.”,

b) ust. 5 otrzymuje brzmienie:

„5. Dostawca mocy, na podstawie wniosku złożonego nie później niż 3 dni robocze od dnia uzyskania od operatora informacji o wyniku testu, otrzymuje potwierdzenie, o którym mowa w ust. 4 pkt 1, mimo negatywnego wyniku testu, jeżeli dostarczył moc w wysokości nie mniejszej niż 50% iloczynu mocy osiągalnej i korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności wskazanego w certyfikacie. Potwierdzenie określa moc osiągalną odpowiadającą rzeczywiście wykonanemu obowiązkowi mocowemu podczas testu. W takim przypadku obowiązek mocowy tej jednostki oraz moc osiągalną obniża się odpowiednio. Zmniejszenie wielkości obowiązku mocowego skutkuje odpowiednio zmniejszeniem wysokości wynagrodzenia należnego dostawcy mocy za wykonywanie obowiązku mocowego zgodnie z zawartą umową mocową.”;

31) po art. 53 dodaje się art. 53a w brzmieniu:

„Art. 53a. Jednostka redukcji zapotrzebowania planowana wchodząca w skład jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania nie może zostać zastąpiona jedną lub większą liczbą jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania, jeżeli spowoduje to, że jednostka rynku mocy redukcji zapotrzebowania, w skład której wchodzą te jednostki, w okresie dostaw, nie będzie spełniała limitu emisji.”;

32) art. 54 otrzymuje brzmienie:

„Art. 54. Operator zwraca dostawcy mocy zabezpieczenie finansowe po:

1) wydaniu potwierdzenia:

a) spełnienia wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2,

b) o którym mowa w art. 53 ust. 4 pkt 1, albo w przypadku zawarcia umowy mocowej na więcej niż 1 rok dostaw – tego potwierdzenia i potwierdzenia spełnienia wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2,

c) o którym mowa w art. 53 ust. 5, albo w przypadku zawarcia umowy mocowej na więcej niż 1 rok dostaw – tego potwierdzenia i potwierdzenia spełnienia wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2, z uwzględnieniem, że w obu tych przypadkach operator zwraca zabezpieczenie finansowe pomniejszone proporcjonalnie o wartość wynikającą z wyniku testu;

2) stwierdzeniu wygaśnięcia certyfikatu, na wniosek dostawcy mocy, zgodnie z art. 24 ust. 2 pkt 3;

3) wygaśnięciu certyfikatu zgodnie z art. 24 ust. 2 pkt 1.”;

33) w art. 58:

a) po ust. 4 dodaje się ust. 4a w brzmieniu:

„4a. Przy rozliczaniu wykonania obowiązku mocowego w zakresie dostarczenia mocy w okresie zagrożenia lub w testowym okresie zagrożenia przez jednostkę rynku mocy, w której skład wchodzą wyłącznie jednostki fizyczne uczestniczące aktywnie w bilansowaniu systemu w ramach mechanizmu centralnego bilansowania, będące magazynem energii elektrycznej, uwzględnia się brak możliwości dostarczenia całości lub części tej mocy do systemu, jeżeli wynikał on z poleceń zmiany grafiku pracy tej jednostki, wydanych przez operatora.”,

b) ust. 5 i 6 otrzymują brzmienie:

„5. Operator systemu dystrybucyjnego przekazuje operatorowi dane pomiarowe oraz inne wymagane informacje dotyczące jednostek fizycznych na potrzeby przeprowadzania testu, weryfikacji dokumentów i informacji, o których mowa w art. 52 ust. 2, weryfikacji wniosków, o których mowa w art. 47a, wykonywania obowiązku mocowego, w tym testowych okresów zagrożenia i demonstracji, oraz na potrzeby rozliczeń. Przepis art. 9c ust. 3a ustawy z dnia 10 kWietnia 1997 r. – Prawo energetyczne stosuje się odpowiednio.

6. Operator informuje dostawcę mocy oraz zarządcę rozliczeń o należnym za dany miesiąc wynagrodzeniu za wykonywanie obowiązku mocowego, w terminie 7 dni po zakończeniu każdego miesiąca.”;

34) w art. 59 po ust. 2 dodaje się ust. 2a w brzmieniu:

„2a. Prezes URE oblicza jednostkową stawkę kary, o której mowa w ust. 1, na dany rok dostaw i ogłasza ją w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie podmiotowej do dnia 15 grudnia roku poprzedzającego dany rok dostaw.”;

35) w art. 60:

a) w ust. 2 pkt 2 otrzymuje brzmienie:

„2) oblicza się jako sumę iloczynów obowiązków mocowych w godzinach, w których może wystąpić okres zagrożenia, określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 68, i odpowiadającej danemu obowiązkowi mocowemu cenie godzinowej, wyznaczonej na podstawie ceny danego obowiązku mocowego i liczby godzin w roku, w których może wystąpić okres zagrożenia, z uwzględnieniem przepisów ust. 4 i 5 oraz art. 62.”,

b) dodaje się ust. 5 w brzmieniu:

„5. Przepis ust. 4 stosuje się także w odniesieniu do obowiązków mocowych, które zostały przeniesione w ramach obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym, niezależnie od liczby transakcji, którym podlegały.”;

36) w art. 62:

a) ust. 2 otrzymuje brzmienie:

„2. Pomniejszenia wynagrodzenia, o którym mowa w ust. 1, dokonuje się proporcjonalnie przez cały okres trwania umowy mocowej, zmniejszając cenę obowiązku mocowego, z zastrzeżeniem, że w przypadku nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, która nie spełniła wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2, przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw, za okres trwania umowy mocowej, na potrzeby pomniejszenia wynagrodzenia, przyjmuje się okres od dnia przedstawienia operatorowi dokumentów i informacji, o których mowa w art. 52 ust. 2.”,

b) dodaje się ust. 3–6 w brzmieniu:

„3. Pomniejszenie wynagrodzenia, o którym mowa w ust. 1, dokonywane jest w odniesieniu do całego obowiązku mocowego, dla wszystkich okresów dostaw, nowej i modernizowanej jednostki rynku mocy, którym została ona objęta w wyniku aukcji mocy.

4. Cena obowiązku mocowego ustalona z uwzględnieniem ust. 3 ma zastosowanie także w odniesieniu do obowiązków mocowych, które zostały przeniesione w ramach obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym na inną jednostkę rynku mocy, w tym jednostkę rynku mocy innego dostawcy mocy, niezależnie od liczby transakcji, którym podlegały.

5. Pomniejszenie wynagrodzenia, o którym mowa w ust. 1, dokonywane jest na podstawie informacji, o której mowa w art. 52 ust. 2 pkt 4, z uwzględnieniem ust. 6.

6. Jeżeli pomiędzy przedstawieniem informacji, o której mowa w art. 52 ust. 2 pkt 4, a rozpoczęciem okresu dostaw dostawcy mocy została udzielona pomoc publiczna, o której mowa w ust. 1, dostawca mocy obowiązany jest, przed rozpoczęciem okresu dostaw, do aktualizacji informacji, o której mowa w art. 52 ust. 2 pkt 4. W przypadku dokonania aktualizacji, o której mowa w zdaniu pierwszym, przepisy ust. 1–5 stosuje się odpowiednio.”;

37) w art. 63:

a) ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego dla jednostki rynku mocy, w skład której wchodzi jednostka wytwórcza będąca instalacją spalania wielopaliwowego w rozumieniu art. 2 pkt 15 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii i układem hybrydowym w rozumieniu art. 2 pkt 34 tej ustawy, koryguje się w związku z otrzymywaniem świadectw pochodzenia i pokrywaniem ujemnego salda, w rozumieniu tej ustawy.”,

b) w ust. 2 po pkt 1 dodaje się pkt 1a w brzmieniu:

„1a) zatwierdzonego wniosku o pokrycie ujemnego salda, o którym mowa w art. 93 ust. 2 pkt 3 ustawy wymienionej w ust. 1, lub”,

c) w ust. 3 po pkt 1 dodaje się pkt 1a w brzmieniu:

„1a) ilości energii elektrycznej objętej zatwierdzonym wnioskiem o pokrycie ujemnego salda, o którym mowa w art. 93 ust. 2 pkt 3 ustawy wymienionej w ust. 1,”;

38) w art. 64 pkt 1 otrzymuje brzmienie:

„1) jednostki fizycznej zagranicznej – wypłaca się po przedstawieniu przez operatora systemu przesyłowego, właściwego ze względu na lokalizację tej jednostki, danych pomiarowo-rozliczeniowych za dany okres lub innych informacji pozwalających na dokonanie rozliczeń lub po pozyskaniu przez operatora danych niezbędnych do dokonania rozliczeń;”;

39) w art. 66 ust. 6 otrzymuje brzmienie:

„6. Dostawca mocy po zakończeniu każdego roku kalendarzowego wystawia operatorowi faktury z tytułu premii należnych mu za dany rok, odrębnie w odniesieniu do poszczególnych jednostek rynku mocy tego dostawcy mocy, na podstawie informacji operatora przekazanej temu dostawcy do końca miesiąca następującego po zakończeniu roku.”;

40) w art. 67:

a) ust. 5 otrzymuje brzmienie:

„5. Niezależnie od obowiązków określonych w ust. 1–3, operator może ogłosić testowy okres zagrożenia dla wybranych jednostek rynku mocy objętych obowiązkiem mocowym. W przypadku pozytywnego wyniku testowego okresu zagrożenia operator pokrywa na wniosek dostawcy mocy uzasadnione koszty związane z jego wykonaniem dla jednostki rynku mocy, przy czym wysokość rekompensaty:

1) nie może być wyższa niż równowartość tygodniowego wynagrodzenia dostawcy mocy w odniesieniu do tej jednostki rynku mocy – w przypadku jednostki rynku mocy wytwórczej albo

2) jest równa wartości tygodniowego wynagrodzenia dostawcy mocy w odniesieniu do tej jednostki rynku mocy – w przypadku jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania.”,

b) w ust. 6 pkt 1 otrzymuje brzmienie:

„1) pozytywny, jeżeli dostarczona moc przez jednostkę rynku mocy jest nie mniejsza od pełnej wielkości obowiązku mocowego tej jednostki w testowym okresie zagrożenia, z uwzględnieniem art. 58 ust. 4a, albo”;

41) po art. 67 dodaje się art. 67a w brzmieniu:

„Art. 67a. 1. Nie później niż w terminie 90 dni kalendarzowych od zakończenia każdego roku dostaw, dostawca mocy, w odniesieniu do każdej jednostki rynku mocy certyfikowanej na zakończony rok dostaw, innej niż jednostka rynku mocy składająca się z jednostek fizycznych połączenia międzysystemowego, składa do operatora oświadczenie o:

1) spełnieniu limitu emisji przez daną jednostkę rynku mocy w danym roku dostaw albo

2) niespełnieniu limitu emisji przez daną jednostkę rynku mocy w danym roku dostaw.

2. Oświadczenie, o którym mowa w ust. 1 pkt 1 albo 2, jest składane przez dostawcę mocy będącego osobą fizyczną albo przez osoby reprezentujące dostawcę mocy lub działające w jego imieniu, pod rygorem odpowiedzialności karnej za składanie fałszywych oświadczeń. Składający oświadczenie zawiera w nim klauzulę o następującej treści: „Jestem świadomy odpowiedzialności karnej za złożenie fałszywego oświadczenia wynikającej z art. 233 § 6 ustawy z dnia 6 czerwca 1997 r. – Kodeks karny.”. Klauzula ta zastępuje pouczenie organu o odpowiedzialności karnej za składanie fałszywych oświadczeń.

3. Do oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, dostawca mocy, w odniesieniu do jednostki rynku mocy obejmującej co najmniej jedną jednostkę wytwórczą, w której wykorzystywane jest więcej niż jedno paliwo, termicznie przekształcane są odpady lub wychwytywany i przenoszony jest dwutlenek węgla, załącza potwierdzenie zgodności ze stanem faktycznym informacji zawartych w tym oświadczeniu wystawione przez podmiot akredytowany w zakresie, o którym mowa w pkt 1a lub 1b załącznika I do rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2018/2067 z dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie weryfikacji danych oraz akredytacji weryfikatorów na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (Dz. Urz. UE L 334 z 31.12.2018, str. 94, z późn. zm.⁵⁾).

4. Dostawca mocy, w odniesieniu do jednostki rynku mocy innej niż wskazana w ust. 3, może załączyć do oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, potwierdzenie zgodności ze stanem faktycznym informacji zawartych w tym oświadczeniu wystawione przez podmiot akredytowany w zakresie, o którym mowa w pkt 1a lub 1b załącznika I do rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2018/2067 z dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie weryfikacji danych oraz akredytacji weryfikatorów na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady.

5. Niezłożenie oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, w terminie określonym w ust. 1 lub złożenie oświadczenia niezgodnie z wymaganiami określonymi w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83, jest równoznaczne ze złożeniem oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 2.

6. Operator może wezwać dostawcę mocy do przedstawienia wyjaśnień dotyczących złożonych oświadczeń, o których mowa w ust. 1, w trybie i terminie określonych w regulaminie rynku mocy, o którym mowa w art. 83.

7. W ramach wezwania, o którym mowa w ust. 6, operator może wezwać dostawcę mocy do załączenia potwierdzenia, o którym mowa w ust. 3 lub 4.

8. W przypadku złożenia oświadczenia, o którym mowa w ust. 1 pkt 2, dostawca mocy, w odniesieniu do danej jednostki rynku mocy:

1) zwraca wypłaconą premię należną za rok dostaw, którego dotyczyło oświadczenie – jeżeli premia została wypłacona;

2) nie otrzymuje premii za rok dostaw, którego dotyczyło oświadczenie – jeżeli premia nie została wypłacona;

3) zwraca wypłacone wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego w roku dostaw, którego dotyczyło oświadczenie – w zakresie wynagrodzenia, które zostało wypłacone;

4) nie otrzymuje wynagrodzenia za wykonywanie obowiązku mocowego w roku dostaw, którego dotyczyło oświadczenie – w zakresie wynagrodzenia, które nie zostało wypłacone.

9. Przepisów ust. 8 pkt 3 i 4 nie stosuje się w odniesieniu do wynagrodzenia należnego za wykonywanie obowiązku mocowego, który powstał nie później niż w dniu 31 grudnia 2019 r. w wyniku aukcji mocy, również w przypadku, gdy ten obowiązek mocowy, w całości lub w części, został przeniesiony na inną jednostkę rynku mocy w wyniku transakcji na rynku wtórnym, niezależnie od liczby transakcji, którym podlegał.

10. Środki finansowe pozyskane w przypadkach, o których mowa w ust. 8 pkt 1 i 2, przeznacza się na powiększenie puli premii, która będzie wypłacona za kolejny rok dostaw.”;

42) w art. 68 dodaje się ust. 3 w brzmieniu:

„3. Standard bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, o którym mowa w ust. 2 pkt 1, stanowi normę niezawodności, o której mowa w art. 25 ust. 2 rozporządzenia 2019/943.”;

43) w art. 69 ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Operator pobiera opłatę na wypłatę wynagrodzenia za wykonywanie obowiązków mocowych, odpowiadającą kosztom zakupionego obowiązku mocowego oraz uzasadnionym kosztom, o których mowa w art. 77 ust. 4 i 9, zwaną dalej „opłatą mocową”.”;

44) art. 70 otrzymuje brzmienie:

„Art. 70. Stawkę opłaty mocowej dla odbiorców końcowych ustala się jako stawkę stosowaną do wolumenu energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby, wyrażoną w złotych za kWh energii elektrycznej.”;

45) po art. 70 dodaje się art. 70a i art. 70b w brzmieniu:

„Art. 70a. 1. Na potrzeby obliczenia wysokości opłaty mocowej należnej od odbiorców końcowych, w zależności od wielkości różnicy średniego zużycia energii elektrycznej w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w okresie kWalifikacji, i średniego zużycia energii elektrycznej w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie kWalifikacji, wyróżnia się następujące grupy odbiorców końcowych:

1) odbiorca końcowy K1 – w przypadku gdy wielkość różnicy wynosi mniej niż 5%;

2) odbiorca końcowy K2 – w przypadku gdy wielkość różnicy wynosi nie mniej niż 5% i mniej niż 10%;

3) odbiorca końcowy K3 – w przypadku gdy wielkość różnicy wynosi nie mniej niż 10% i mniej niż 15%;

4) odbiorca końcowy K4 – w przypadku gdy wielkość różnicy wynosi nie mniej niż 15% albo gdy wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie kWalifikacji, wynosi 0,000 MWh.

2. Różnicę średniego zużycia energii elektrycznej w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w okresie kWalifikacji, i średniego zużycia energii elektrycznej w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie kWalifikacji, oblicza się zgodnie z wzorem:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

∆s – różnicę średniego zużycia energii elektrycznej w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w okresie kWalifikacji, i średniego zużycia energii elektrycznej w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie kWalifikacji,

n – godzinę przypadającą na godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w okresie kWalifikacji,

N – liczbę godzin przypadającą na godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w okresie kWalifikacji,

m – godzinę przypadającą w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie kWalifikacji,

M – liczbę godzin przypadających w godzinach innych niż godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, w dni robocze od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy, w okresie kWalifikacji,

Z_Sn – wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorcę końcowego w godzinie n, wyrażony w MWh, z dokładnością do trzech miejsc po przecinku,

Z_PSm – wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorcę końcowego w godzinie m, wyrażony w MWh, z dokładnością do trzech miejsc po przecinku.

3. Za okres kWalifikacji, o którym mowa w ust. 1 i 2, uznaje się 24 godziny od godziny 0.00 do godziny 23.59 włącznie.

4. Wysokość opłaty mocowej pobieranej od odbiorców końcowych oblicza się zgodnie z wzorem:

W_OM=A∙Z_K∙S_OM

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

W_OM – wysokość opłaty mocowej pobieranej od odbiorców końcowych, wyrażoną w zł, z dokładnością do dwóch miejsc po przecinku,

A – współczynnik, o którym mowa w ust. 5,

Z_K – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej, w okresie kWalifikacji, przez odbiorcę końcowego w godzinach przypadających na godziny, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2, wyrażoną w MWh, z dokładnością do trzech miejsc po przecinku,

S_OM – stawkę opłaty mocowej, o której mowa w art. 74 ust. 11.

5. Współczynnik A wynosi:

1) 0,17 dla odbiorców końcowych K1 (A_K1);

2) 0,50 dla odbiorców końcowych K2 (A_K2);

3) 0,83 dla odbiorców końcowych K3 (A_K3);

4) 1 dla odbiorców końcowych K4.

Art. 70b. 1. Podział odbiorców końcowych na grupy, o których mowa w art. 70a ust. 1, dokonywany jest odrębnie dla każdego:

1) punktu pomiarowego danego odbiorcy końcowego albo

2) niebędącego punktem pomiarowym miejsca w urządzeniu, instalacji lub sieci, w którym dokonuje się pomiaru lub wyznaczenia ilości energii elektrycznej, w odniesieniu do której naliczana jest opłata mocowa na podstawie art. 69 ust. 5, z uwzględnieniem ust. 2.

2. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej, na wniosek odbiorcy końcowego, dokonuje połączenia punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2.

3. W przypadku połączenia punktów zgodnie z ust. 2, kWalifikacji do grup, o których mowa w art. 70a ust. 1, dokonuje się na podstawie sumy poboru energii elektrycznej we wszystkich połączonych punktach.

4. Wniosek, o którym mowa w ust. 2, może dotyczyć wyłącznie punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2:

1) połączonych ze sobą z wykorzystaniem sieci lub instalacji danego odbiorcy końcowego, bez wykorzystania sieci innych przedsiębiorstw energetycznych, oraz

2) w sieci danego przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej, do którego urządzeń, instalacji lub sieci odbiorca końcowy jest bezpośrednio przyłączony.

5. W przypadku punktów pomiarowych w sieci dystrybucyjnej objętych umową kompleksową, o której mowa w art. 5 ust. 3 ustawy z dnia 10 kWietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, wniosek, o którym mowa w ust. 2, może dotyczyć wyłącznie punktów pomiarowych wskazanych w umowie kompleksowej zawartej z jednym sprzedawcą energii elektrycznej.

6. W przypadku zlokalizowania punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, jednego odbiorcy końcowego w sieciach więcej niż jednego przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej, do którego urządzeń, instalacji lub sieci odbiorca końcowy jest bezpośrednio przyłączony, odbiorca końcowy może złożyć wniosek, o którym mowa w ust. 2, do każdego z przedsiębiorstw.

7. Wniosek, o którym mowa w ust. 2, zawiera:

1) nazwę i adres odbiorcy końcowego;

2) numer w rejestrze przedsiębiorców w Krajowym Rejestrze Sądowym, numer identyfikacji podatkowej (NIP) lub numer PESEL – w przypadku odbiorcy końcowego będącego osobą fizyczną;

3) wykaz punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, połączonych ze sobą z wykorzystaniem sieci lub instalacji odbiorcy końcowego, bez wykorzystania sieci innych przedsiębiorstw energetycznych.

8. Do wniosku, o którym mowa w ust. 2, dołącza się oświadczenie o spełnieniu warunku, o którym mowa w ust. 4 pkt 1 i 2, o następującej treści: „Oświadczam, że znane mi są i spełniam warunki określone w art. 70b ust. 4 pkt 1 i 2 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy.”.

9. Wniosek, o którym mowa w ust. 2, może być złożony w formie pisemnej lub drogą elektroniczną za pomocą systemu teleinformatycznego, w którym uwierzytelnienie użytkownika nastąpiło przy użyciu profilu zaufanego, profilu osobistego lub innego środka identyfikacji elektronicznej wydanego w systemie identyfikacji elektronicznej przyłączonym do węzła krajowego identyfikacji elektronicznej, o którym mowa w art. 21a ust. 1 pkt 2 lit. a ustawy z dnia 5 września 2016 r. o usługach zaufania oraz identyfikacji elektronicznej (Dz. U. z 2020 r. poz. 1173 i 2320), adekwatnie do poziomu bezpieczeństwa środka identyfikacji elektronicznej wymaganego dla usług świadczonych w tym systemie, danych weryfikowanych za pomocą kWalifikowanego certyfikatu podpisu elektronicznego, jeżeli te dane pozwalają na identyfikację i uwierzytelnienie wymagane w celu realizacji usługi online, albo innych technologii, jeżeli zostaną udostępnione w tym systemie.

10. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej rozpatruje wniosek, o którym mowa w ust. 2, w terminie 30 dni od dnia otrzymania kompletnego i prawidłowo złożonego wniosku.

11. W przypadku gdy wniosek, o którym mowa w ust. 2, zawiera błędne informacje lub nie zawiera wszystkich informacji, o których mowa w ust. 7, lub oświadczenia, o którym mowa w ust. 8, przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej niezwłocznie wzywa odbiorcę końcowego do uzupełnienia wniosku w terminie 14 dni od dnia doręczenia wezwania. Przepis ust. 9 stosuje się odpowiednio.

12. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej może odmówić połączenia punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, w przypadku gdy wniosek, o którym mowa w ust. 2, nie został uzupełniony w terminie, o którym mowa w ust. 11.

13. Połączenia punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, zgodnie z ust. 2, dokonuje się z dniem następującym po dniu doręczenia kompletnego wniosku. Punkty, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lub 2, połączone zgodnie z ust. 2, wyszczególnia się odpowiednio w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, o której mowa w art. 5 ust. 1 ustawy z dnia 10 kWietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, umowie kompleksowej, o której mowa w art. 5 ust. 3 tej ustawy, lub, wyłącznie w przypadku punktów, o których mowa w ust. 1 pkt 2, umowie sprzedaży energii elektrycznej, o której mowa w art. 5 ust. 1 tej ustawy.”;

46) uchyla się art. 71–73;

47) w art. 74:

a) w ust. 4 w pkt 2 wyrazy „ , o których mowa w art. 70 ust. 1 pkt 2” zastępuje się wyrazami „końcowych, przy czym dla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r. – wyłącznie na potrzeby obliczania opłaty mocowej należnej od odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 2”,

b) ust. 5 otrzymuje brzmienie:

„5. Prezes URE może ustalić różne stawki opłaty mocowej na poszczególne kWartały roku dostaw dla odbiorców końcowych, uwzględniając sezonową zmienność zapotrzebowania na moc w systemie, przy czym dla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r. stawki takie mogą zostać ustalone wyłącznie dla odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 2.”,

c) uchyla się ust. 6–9,

d) ust. 10 i 11 otrzymują brzmienie:

„10. Koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych jest równy kosztowi całkowitemu rynku mocy, o którym mowa w ust. 1.

11. Stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych Prezes URE kalkuluje, uwzględniając koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych oraz ilości energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez tych odbiorców w wybranych godzinach doby, o których mowa w ust. 4 pkt 2, z uwzględnieniem art. 70a i art. 89a, zgodnie z wzorem:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

S_OM – stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych,

K_P – koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych, odpowiednio dla roku lub kWartału,

A_K1 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K1,

Z_K1 – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych K1 w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2,

A_K2 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K2,

Z_K2 – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych K2 w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2,

A_K3 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K3,

Z_K3 – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych K3 w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2,

Z_K4 – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych K4 w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2.”,

e) dodaje się ust. 12 w brzmieniu:

„12. Ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 11 i w art. 89b ust. 2, pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych K1–K4, w godzinach, o których mowa w ust. 4 pkt 2, wyznacza się na podstawie danych dotyczących roku poprzedzającego rok ustalania stawek opłaty mocowej przy uwzględnieniu zasad podziału odbiorców końcowych na grupy K1–K4, które będą obowiązywały w roku, dla którego wyznaczane są stawki opłaty mocowej.”;

48) w art. 75:

a) w ust. 6:

– uchyla się pkt 1,

– pkt 2 otrzymuje brzmienie:

„2) ilości energii elektrycznej pobranej z sieci przez odbiorców końcowych, w wybranych godzinach doby, z uwzględnieniem podziału na grupy odbiorców końcowych K1–K4, o których mowa w art. 70a ust. 1,”,

b) dodaje się ust. 8 w brzmieniu:

„8. Operator i płatnik opłaty mocowej przedstawiają Prezesowi URE informacje o ilościach energii elektrycznej, o których mowa w art. 74 ust. 12, zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 76.”;

49) art. 76 otrzymuje brzmienie:

„Art. 76. Minister właściwy do spraw energii określi, w drodze rozporządzenia, szczegółowy sposób pobierania opłaty mocowej, w tym:

1) terminy i sposób przekazywania operatorowi środków z tytułu opłaty mocowej,

2) zakres i termin przekazywania operatorowi i płatnikowi opłaty mocowej informacji, w tym informacji o sumie należnych opłat mocowych,

3) okresy rozliczeniowe pomiędzy odpowiednio operatorem, płatnikami opłaty mocowej i innymi podmiotami obowiązanymi do wnoszenia opłaty mocowej,

4) sposób wyznaczania godzin doby przypadających na szczytowe zapotrzebowanie na moc w systemie na potrzeby obliczania opłaty mocowej należnej od odbiorców końcowych, z wyłączeniem odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1,

5) zakres i termin przekazywania Prezesowi URE informacji niezbędnych do kalkulacji stawek opłaty mocowej

– biorąc pod uwagę zapewnienie sprawnego pozyskiwania środków z opłaty mocowej oraz zachęcanie odbiorców końcowych do racjonalnego wykorzystywania mocy elektrycznej w ciągu doby.”;

50) w art. 77:

a) w ust. 1 po wyrazach „o którym mowa w art. 67 ust. 4,” dodaje się wyrazy „środki pozyskane na podstawie art. 67a ust. 8,”,

b) w ust. 2 po wyrazach „na wyodrębniony rachunek bankowy” dodaje się wyrazy „prowadzony dla zarządcy rozliczeń”,

c) ust. 7 otrzymuje brzmienie:

„7. Nadwyżkę finansową wynikającą z różnicy ceny zamknięcia aukcji oraz ceny dla jednostek rynku mocy składających się z jednostek fizycznych zagranicznych w jednej strefie operator wykorzystuje w sposób określony w art. 19 ust. 2 i 3 rozporządzenia 2019/943 oraz na pokrycie kosztów operatora systemu przesyłowego bezpośrednio połączonego z systemem, z którym została zawarta umowa, o której mowa w art. 6 ust. 4.”,

d) dodaje się ust. 9 w brzmieniu:

„9. Uzasadnione koszty związane z wykonaniem testowego okresu zagrożenia pokrywane przez operatora zgodnie z art. 67 ust. 5, a także odsetki wypłacane dostawcom mocy i uczestnikom aukcji wstępnej, są pokrywane ze środków z opłaty mocowej.”;

51) w art. 78 ust. 1 i 2 otrzymują brzmienie:

„1. Środki uzyskane z opłaty mocowej, w tym wynagrodzenie zarządcy rozliczeń, o którym mowa w art. 77 ust. 4, oraz odsetki od środków pochodzących z opłaty mocowej, zgromadzonych na rachunku opłaty mocowej, nie stanowią przychodu zarządcy rozliczeń w rozumieniu ustawy z dnia 15 lutego 1992 r. o podatku dochodowym od osób prawnych.

2. Środki przekazane przez zarządcę rozliczeń dostawcy mocy na podstawie ustawy oraz wydatki i koszty zarządcy rozliczeń finansowane ze środków opłaty mocowej nie stanowią u zarządcy rozliczeń kosztów uzyskania przychodu w rozumieniu ustawy wymienionej w ust. 1.”;

52) po art. 78 dodaje się art. 78a i art. 78b w brzmieniu:

„Art. 78a. Na potrzeby przygotowania sprawozdania o udzielonej pomocy publicznej innej niż pomoc publiczna w rolnictwie lub rybołówstwie, o którym mowa w art. 32 ust. 1 ustawy z dnia 30 kwietnia 2004 r. o postępowaniu w sprawach dotyczących pomocy publicznej, przyjmuje się, że dniem udzielenia dostawcom mocy pomocy publicznej jest dzień przekazania pisemnej dyspozycji, o której mowa w art. 61 ust. 3.

Art. 78b. Jeżeli Sąd lub Trybunał Sprawiedliwości Unii Europejskiej stwierdzi nieważność decyzji Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w art. 60 ust. 1 z rynkiem wewnętrznym w przypadku, o którym mowa w art. 24a ust. 9 ustawy z dnia 30 kwietnia 2004 r. o postępowaniu w sprawach dotyczących pomocy publicznej, środki pozostałe na rachunku, o którym mowa w art. 24a ust. 5 tej ustawy, przekazywane są na rachunek opłaty mocowej.”;

53) w art. 79 po pkt 6 dodaje się przecinek i dodaje się pkt 7 w brzmieniu:

„7) odmowy uwzględnienia wniosku, o którym mowa w art. 70b ust. 2”;

54) w art. 83 w pkt 11 kropkę zastępuje się średnikiem i dodaje się pkt 12–16 w brzmieniu:

„12) tryb składania i rozpatrywania wniosków, o których mowa w art. 47a;

13) sposób i tryb składania oraz weryfikacji oświadczeń, o których mowa w art. 67a;

14) procedurę aktualizacji harmonogramu rzeczowo-finansowego inwestycji;

15) sposób i tryb naliczania i wypłaty wynagrodzenia w przypadku naliczania kar zgodnie z art. 47 ust. 2, po przedstawieniu informacji, o których mowa w art. 52 ust. 2;

16) sposób i tryb uwzględniania poleceń operatora, o których mowa w art. 58 ust. 4a.”;

55) w art. 84 dodaje się ust. 7 w brzmieniu:

„7. W przypadku zmiany regulaminu rynku mocy przepisy ust. 1–6 stosuje się odpowiednio.”;

56) w art. 85:

a) w ust. 1:

– uchyla się pkt 4,

– w pkt 5 kropkę zastępuje się średnikiem i dodaje się pkt 6 w brzmieniu:

„6) składając oświadczenie, o którym mowa w art. 67a ust. 1, przekazuje dane nieprawdziwe lub niepełne.”,

b) w ust. 3 w pkt 2 po wyrazie „danych” dodaje się wyraz „pomiarowych” oraz po wyrazach „w art. 75 ust. 6” dodaje się wyrazy „lub w art. 89d”;

57) po dziale VI dodaje się dział VIa w brzmieniu:

„Dział VIa

Przepisy epizodyczne

Art. 89a. 1. Dla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r. stawki opłaty mocowej ustala się odrębnie w odniesieniu do odbiorców końcowych:

1) rozliczanych w sposób ryczałtowy – jako stawkę miesięczną, zależną od rocznego zużycia energii elektrycznej, płatną za punkt poboru energii elektrycznej rozumiany jako punkt w sieci elektroenergetycznej, w którym mierzony lub wyznaczany jest pobór energii elektrycznej, określony w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej, o których mowa w art. 5 ust. 1 ustawy z dnia 10 kWietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, lub w umowie kompleksowej, o której mowa w art. 5 ust. 3 tej ustawy;

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

2. Za odbiorców końcowych rozliczanych w sposób ryczałtowy, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uznaje się odbiorców końcowych:

1) pobierających energię elektryczną w punktach poboru energii o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV, zużywających energię elektryczną na potrzeby:

a) gospodarstw domowych,

b) pomieszczeń gospodarczych związanych z prowadzeniem gospodarstw domowych, o ile nie jest w nich wykonywana działalność gospodarcza,

c) lokali o charakterze zbiorowego mieszkania, o ile nie jest w nich wykonywana działalność gospodarcza,

d) mieszkań rotacyjnych, mieszkań pracowników placówek dyplomatycznych i pracowników zagranicznych przedstawicielstw,

e) domów letniskowych, domów kempingowych i altan w ogródkach działkowych, w których nie jest wykonywana działalność gospodarcza, oraz w przypadkach wspólnego pomiaru – administracji ogródków działkowych,

f) oświetlenia w budynkach mieszkalnych,

g) zasilania dźwigów w budynkach mieszkalnych,

h) węzłów cieplnych i hydroforni, będących w zarządzie administracji domów mieszkalnych,

i) garaży, w których nie jest wykonywana działalność gospodarcza;

2) zaliczonych przez przedsiębiorstwo energetyczne do odrębnej grupy taryfowej utworzonej zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 46 ust. 3 i 4 ustawy z dnia 10 kWietnia 1997 r. – Prawo energetyczne dla odbiorców przyłączonych do sieci, niezależnie od poziomu napięcia znamionowego sieci, których instalacje, za zgodą tego przedsiębiorstwa, nie są wyposażone w układy pomiarowo-rozliczeniowe, celem zasilania, w szczególności silników syren alarmowych, stacji ochrony katodowej gazociągów oraz oświetlania reklam, a także w przypadku krótkotrwałego poboru energii elektrycznej trwającego nie dłużej niż rok;

3) innych niż wymienieni w pkt 1 i 2, zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV i o mocy umownej nie większej niż 16 kW.

3. Na potrzeby przypisania odbiorcy końcowego, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, do właściwej wysokości stawki opłaty mocowej, zgodnie z art. 89b ust. 3, kWalifikacja odbywa się na podstawie ilości energii elektrycznej zużytej przez tego odbiorcę końcowego w okresie jednego roku kończącego się z dniem ostatniego dokonanego odczytu. W przypadku odbiorcy końcowego, który zużywał energię elektryczną w okresie krótszym niż jeden rok, odbiorcę końcowego kWalifikuje się do danego przedziału zużycia, przyjmując całkowitą ilość zużytej energii do dnia dokonania ostatniego odczytu.

4. Opłatę mocową należną od przedsiębiorstwa wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji lub wytwarzania energii elektrycznej oblicza się jako:

1) sumę iloczynów stawki opłaty mocowej dla poszczególnych przedziałów rocznego zużycia energii elektrycznej oraz liczby odbiorców końcowych, o których mowa w ust. 1 pkt 1;

2) sumę iloczynów stawki opłaty mocowej dla danej grupy odbiorców końcowych oraz ilości energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby przez odbiorców końcowych, o których mowa w ust. 1 pkt 2.

Art. 89b. 1. Dla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r. Prezes URE oblicza, na podstawie danych z roku poprzedzającego rok ustalania stawek opłaty mocowej, koszt rynku mocy dla grupy odbiorców końcowych, o której mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, zgodnie z wzorem:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_GD – koszt rynku mocy dla grupy odbiorców końcowych, o której mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1,

Z_GD – roczne zużycie energii elektrycznej w systemie przez odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1,

Z_K – roczne zużycie energii elektrycznej w systemie przez odbiorców końcowych,

R – wolumen energii elektrycznej, o którym mowa w ust. 2,

K_C – całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw.

2. Wolumen energii elektrycznej wynikający z podziału odbiorców końcowych, o którym mowa w art. 70a ust. 1, w danym roku lub w danym kWartale roku dostaw, o którym mowa w art. 74 ust. 5, oblicza się zgodnie z wzorem:

R=(1-A_K1)∙Z_K1+(1-A_K2)∙Z_K2+(1-A_K3)∙Z_K3

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

A_K1 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K1,

Z_K1 – ilość energii elektrycznej pobrana z sieci i zużyta przez odbiorców końcowych K1 w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2,

A_K2 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K2,

Z_K2 – ilość energii elektrycznej pobrana z sieci i zużyta przez odbiorców końcowych K2 w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2,

A_K3 – współczynnik, o którym mowa w art. 70a ust. 5, dla odbiorców końcowych K3,

Z_K3 – ilość energii elektrycznej pobrana z sieci i zużyta przez odbiorców końcowych K3 w godzinach, o których mowa w art. 74 ust. 4 pkt 2.

3. Stawki opłaty mocowej dla odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, Prezes URE kalkuluje odrębnie w odniesieniu do odbiorców końcowych, zużywających rocznie:

1) poniżej 500 kWh energii elektrycznej;

2) od 500 kWh do 1200 kWh energii elektrycznej;

3) powyżej 1200 kWh do 2800 kWh energii elektrycznej;

4) powyżej 2800 kWh energii elektrycznej.

4. W celu wyznaczenia odrębnych stawek opłaty mocowej dla odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, Prezes URE wyznacza stawkę bazową, zgodnie z wzorem:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

S – stawkę bazową,

K_GD – koszt rynku mocy dla grupy odbiorców końcowych, o której mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1,

a – liczbę odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, zużywających rocznie poniżej 500 kWh energii elektrycznej,

b – liczbę odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, zużywających rocznie od 500 kWh do 1200 kWh energii elektrycznej,

c – liczbę odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, zużywających rocznie powyżej 1200 kWh do 2800 kWh energii elektrycznej,

d – liczbę odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, zużywających rocznie powyżej 2800 kWh energii elektrycznej.

5. Stawki opłaty mocowej dla poszczególnych grup odbiorców końcowych, o których mowa w ust. 3, wynoszą:

1) 0,25 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców końcowych, o których mowa w ust. 3 pkt 1;

2) 0,6 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców końcowych, o których mowa w ust. 3 pkt 2;

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

4) 1,4 × S/12 na miesiąc – w odniesieniu do odbiorców końcowych, o których mowa w ust. 3 pkt 4.

Art. 89c. Dla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r. koszt rynku mocy, o którym mowa w art. 74 ust. 10, dla odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 2, Prezes URE oblicza zgodnie z wzorem:

K_P = K_C - K_GD

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_P – koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 2,

K_C – całkowity koszt rynku mocy w danym roku dostaw,

K_GD – koszt rynku mocy dla odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1.

Art. 89d. Dla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r. operator i płatnik opłaty mocowej sporządzają i przedstawiają Prezesowi URE pisemne informacje za każdy kWartał pobierania opłaty mocowej, zawierające dane dotyczące liczby punktów poboru energii elektrycznej, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1, wraz z odpowiadającymi im przedziałami rocznego zużycia energii elektrycznej w terminie miesiąca następującego po upływie kWartału, za który jest sporządzana informacja.

Art. 89e. 1. Za okres kWalifikacji, o którym mowa w art. 70a ust. 1 i 2, przyjmuje się w latach:

1) 2021–2022 – miesiąc kalendarzowy;

2) 2023–2024 – dekadę.

2. Za dekadę, o której mowa w ust. 1 pkt 2, uznaje się 10 kolejnych dni kalendarzowych.

3. W przypadku miesięcy kalendarzowych, które liczą 31 dni, ostatnia dekada w miesiącu wynosi 11 kolejnych dni kalendarzowych.

4. W przypadku miesiąca kalendarzowego, który liczy 28 lub 29 dni, ostatnia dekada w takim miesiącu wynosi odpowiednio 8 lub 9 kolejnych dni kalendarzowych.

Art. 89f. W zakresie nieuregulowanym w niniejszym dziale, dla okresów przypadających przed dniem 1 stycznia 2028 r., do opłaty mocowej należnej od odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 2, stosuje się odpowiednio przepisy działu III rozdziału 3.”;

58) w art. 104 uchyla się pkt 2.

Art. 2.[Prawo energetyczne] W ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2021 r. poz. 716, 868 i 1093) w art. 7 po ust. 8e dodaje się ust. 8e¹ w brzmieniu:

„8e¹. Sporządzając ekspertyzę, o której mowa w ust. 8e, dla podmiotów ubiegających się o przyłączenie:

1) urządzeń, instalacji lub sieci innych niż morskie farmy wiatrowe, w tej ekspertyzie przyjmuje się, że w odniesieniu do mocy przyłączeniowej niezbędnej do zapewnienia możliwości wytwarzania energii elektrycznej z morskich farm wiatrowych odpowiadającej mocy, o której mowa w:

a) art. 14 ust. 1 ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych, lub jeżeli zostały wydane decyzje na podstawie art. 18 ust. 1 tej ustawy – równej sumie mocy określonych w tych decyzjach, oraz

b) art. 29 ust. 3 ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych

– zostały wydane warunki przyłączenia;

2) morskich farm wiatrowych, które złożyły oświadczenie, o którym mowa w art. 48 ust. 2 ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych, w tej ekspertyzie przyjmuje się, że w odniesieniu do, zawartej w ogłoszeniu o aukcji, maksymalnej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych, o której mowa w art. 30 ust. 2 pkt 4 tej ustawy, powiększonej o 500 MW, zostały wydane warunki przyłączenia, także w przypadku gdy wniosek o wydanie warunków przyłączenia został złożony przed tym ogłoszeniem.”.

Art. 3.[Ustawa o giełdach towarowych] W ustawie z dnia 26 października 2000 r. o giełdach towarowych (Dz. U. z 2019 r. poz. 312) wprowadza się następujące zmiany:

1) w art. 3a ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Oświadczenia woli składane w związku z dokonywaniem czynności w zakresie obrotu towarami giełdowymi oraz prawami lub obowiązkami, o których mowa w ustawie z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2020 r. poz. 247 i 1565 oraz z 2021 r. poz. 234, 1093 i 1505), mogą być składane w postaci elektronicznej.”;

2) w art. 5:

a) po ust. 2j dodaje się ust. 2k w brzmieniu:

„2k. Spółka, o której mowa w ust. 1, może również organizować rynek transakcji na rynku wtórnym, o których mowa w art. 48 ust. 1 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy.”,

b) po ust. 3b dodaje się ust. 3c w brzmieniu:

„3c. Spółka, o której mowa w ust. 1, może również dokonywać rozliczeń transakcji na rynku wtórnym, o których mowa w art. 48 ust. 1 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, oraz dokonywać zgłoszeń tych transakcji do podmiotu prowadzącego właściwy rejestr lub system, a także przesyłać informacje o tych transakcjach do innych podmiotów, jeżeli taki obowiązek spoczywa na stronie transakcji zgodnie z przepisami prawa.”;

3) w art. 9 dodaje się ust. 11 w brzmieniu:

„11. Podmioty, o których mowa w ust. 3 pkt 1 i 2, mogą być uczestnikami rynku, o którym mowa w art. 5 ust. 2k, w zakresie prowadzenia działalności brokerskiej polegającej na zawieraniu transakcji, o których mowa w art. 48 ust. 1 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, w imieniu własnym na rachunek dającego zlecenie.”;

4) w art. 14:

a) ust. 3 otrzymuje brzmienie:

„3. Giełdowa izba rozrachunkowa nie może prowadzić działalności innej niż określona w ust. 2 i 2b–2e, z uwzględnieniem ust. 3a.”,

b) po ust. 3 dodaje się ust. 3a w brzmieniu:

„3a. Spółka prowadząca giełdową izbę rozrachunkową może także dokonywać obsługi finansowej, wykonywać zadania określone w art. 15 ust. 5 i 6 oraz dokonywać zgłoszeń transakcji na rynku wtórnym, o których mowa w art. 48 ust. 1 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy.”.