### 4. Warunki Uczestnictwa W Rynku Bilansującym 4.1 Ogólne warunki (1) OSP zapewnia URB: (1.1) Będącym POB – fizyczną realizację USE zawartych na rynku energii elektrycznej, w tym umów dwustronnych i giełdowych; oraz (1.2) Będącym DUB – fizyczną realizację programów pracy; jeżeli zostaną one zgłoszone do OSP, odpowiednio dla JB w przypadku USE i JG w przypadku programów pracy, w obowiązującej na RB formie, trybie i terminie oraz pod warunkiem spełnienia przez URB wymagań realizacyjnych ustalonych w WDB i umowach przesyłania. (2) W celu zapewnienia właściwych warunków do realizacji fizycznych dostaw energii wynikających ze zgłoszonych USE dla JB i zgłoszonych programów pracy dla JG, z uwzględnieniem wymagań w zakresie bieżącego bilansowania zasobów KSE, w tym występujących ograniczeń systemowych, przy minimalnym poziomie kosztów, URB nie mogą: (2.1) Podejmować samodzielnie lub w porozumieniu z innymi URB działań, które powodują nieuzasadnione warunkami panującymi w systemie ograniczanie technicznych możliwości zbilansowania produkcji z rzeczywistym zapotrzebowaniem na energię elektryczną lub usuwania ograniczeń systemowych; (2.2) Podejmować samodzielnie lub w porozumieniu z innymi URB działań, które powodują nieuzasadniony warunkami panującymi w systemie wzrost kosztów zapewniania bieżącego zbilansowania produkcji z rzeczywistym zapotrzebowaniem na energię elektryczną lub kosztów usuwania ograniczeń systemowych. (3) W przypadku stwierdzenia przez operatorów systemu naruszeń przez URB wymagań, o których mowa w pkt (2), operatorzy systemu przekazują Prezesowi URE informację o naruszeniu tych wymagań wraz z niezbędną dokumentacją. (4) URB jest zobowiązany przekazać do OSP na piśmie informację o każdorazowej zmianie, wygaśnięciu lub cofnięciu, a także uzyskaniu przez URB koncesji na wytwarzanie, magazynowanie, przesyłanie, dystrybucję lub obrót energią elektryczną, w tym o dacie kiedy to nastąpiło. Informacja ta powinna być doręczona do OSP: (4.1) W formie pisemnej, podpisana przez osoby upoważnione do reprezentowania URB, pod adres: PSE S.A. Departament Przesyłu ul. Warszawska 165 05-520 Konstancin-Jeziorna lub (4.2) W formie elektronicznej, opatrzonej kwalifikowanymi podpisami elektronicznymi osób upoważnionych do reprezentowania URB, pocztą elektroniczną na adres e-mail: bilansowanie@pse.pl. Informację elektroniczną uznaje się za doręczoną do OSP w chwili przyjęcia jej przez serwer pocztowy OSP, zgodnie z rejestrem zdarzeń na serwerze pocztowym URB. Informacja powinna być dostarczona niezwłocznie, nie później niż 5. dnia po dacie, w której nastąpiła zmiana, wygaśnięcie, cofnięcie lub uzyskanie wyżej powołanej koncesji. (5) W przypadku zmiany danych teleadresowych powołanych w pkt (4), do czasu ich aktualizacji poprzez zmianę postanowień WDB, OSP prześle do URB na piśmie zaktualizowane dane, na które należy przesyłać powołane powyżej informacje. (6) URB oraz OR są zobowiązani do dysponowania właściwymi, w zależności od pełnionej funkcji, systemami wymiany informacji z OSP, określonymi w WDB i IRiESP, w celu uczestniczenia w realizacji procesów na RB. (7) Zawarte w WDB regulacje stanowiące o przyjęciu jakichkolwiek zgłoszeń lub ofert na RB mają wyłącznie znaczenie i skutki opisane w WDB, w szczególności nie są tożsame z instytucją przyjęcia oferty w rozumieniu Kodeksu cywilnego, o ile WDB nie stanowią inaczej. 4.2 Warunki dla podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie (1) POB w celu uczestnictwa w RB jest zobowiązany do: (1.1) Posiadania odpowiednich koncesji, jeżeli jest taki wymóg prawny; (1.2) Zawarcia umowy przesyłania z OSP w zakresie odpowiednim do działalności prowadzonej przez POB na RB albo umowy MNA OA w przypadku NEMO albo CCP NEMO; (1.3) Zawarcia umowy o świadczenie usługi dystrybucji energii elektrycznej z odpowiednim OSD, zawierającej uregulowania dotyczące udziału w RB, jeżeli POB jest właścicielem zasobów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej lub wykonuje funkcje podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe zasobów z obszaru tej sieci. (2) Umowa przesyłania z POB powinna określać w szczególności: (2.1) Nazwę i dane adresowe POB; (2.2) Kod identyfikacyjny POB; (2.3) Dane o posiadanych przez POB koncesjach, związanych z działalnością w elektroenergetyce, jeżeli jest taki wymóg prawny; (2.4) Datę rozpoczęcia działalności na RB; (2.5) Osoby upoważnione do kontaktu z OSP oraz ich dane adresowe; (2.6) Wykaz FRP oraz wykaz MB POB, w tym FDMB dla potrzeb bilansowania handlowego URD na RB, przyporządkowanych POB dla każdego obszaru sieci OSDp/OSDn; (2.7) Wykaz JB należących do POB, w tym ich nazw i kodów identyfikacyjnych oraz wykaz MB wchodzących w skład poszczególnych JB; (2.8) Algorytmy wyznaczania ilości energii w poszczególnych MB oraz dla poszczególnych JB; (2.9) Określenie OR umocowanych do realizacji działań operacyjnych wynikających z uczestnictwa JB w RB, w tym nazwy i kody identyfikacyjne; (2.10) Warunki finansowe realizacji zgłoszonych USE, w tym ustalenie zabezpieczenia należytego wykonania umowy przesyłania w zakresie dotyczącym rozliczeń niezbilansowania na RB, organizacji przepływów finansowych z tytułu rozliczeń z OSP oraz wykaz kont bankowych POB, za pośrednictwem których będą realizowane rozliczenia z OSP; (2.11) Zobowiązania stron umowy przesyłania do stosowania postanowień IRiESP i WDB. (3) Umowa przesyłania z POBOSD powinna dodatkowo zawierać: (3.1) Specyfikację wszystkich POB oraz kodów FDMB przyporządkowanych tym POB dla obszaru sieci OSDp/OSDn tego POBOSD; (3.2) Specyfikację zasobów URD z obszaru sieci OSDp/OSDn tego POBOSD, z wykorzystaniem których DUB świadczą usługi bilansujące na RB, wraz z informacją dla każdego z tych zasobów o: (a) Kodach AFDMB, w których są reprezentowane dostawy energii elektrycznej zasobu na potrzeby świadczenia usług bilansujących; (b) POB, który jest odpowiedzialny za niezbilansowanie zasobu; oraz sposób przekazywania aktualizacji informacji z pkt (b) bez konieczności dokonywania zmian w umowie przesyłania w formie aneksu; (3.3) Kod MBPEO, poprzez który jest reprezentowany zbiór PPE reprezentujących dostawy energii elektrycznej prosumentów energii odnawialnej i prosumentów zbiorowych energii odnawialnej, przyłączonych do sieci OSDp. (4) Umowa przesyłania z POBOSD, może dodatkowo zawierać wskazanie dla danego POB pojedynczej JB, należącej do innego POB, reprezentującej sprzedawcę rezerwowego dla odbiorców reprezentowanych w MBO danego POB, przyłączonych do obszaru sieci OSDp/OSDn tego POBOSD. W celu rozpoczęcia obowiązywania powyższego jest wymagane wprowadzenie odpowiadających temu postanowień do umowy przesyłania pomiędzy OSP oraz POB, którego JB reprezentuje sprzedawcę rezerwowego. 4.3 Warunki dla dostawców usług bilansujących (1) DUB w celu świadczenia usług bilansujących na RB jest zobowiązany do: (1.1) Posiadania odpowiednich koncesji, jeżeli jest taki wymóg prawny; (1.2) Uzyskania pozytywnego wyniku procesu kwalifikacji DUB, o którym mowa w pkt 3.7, w odniesieniu do zasobów wchodzących w skład wnioskowanej JG, z wykorzystaniem których planuje świadczyć usługi bilansujące na RB; (1.3) Zawarcia umowy przesyłania z OSP w zakresie odpowiednim do działalności prowadzonej przez DUB na RB; (1.4) Zapewnienia przez cały okres świadczenia danej usługi bilansującej ważności potwierdzenia spełnienia kryteriów kwalifikacji do świadczenia tej usługi, uzyskanego w wyniku procesu kwalifikacji DUB, zgodnie z załącznikiem nr 2 do WDB, dotyczącego tej usługi i zasobu lub grupy zasobów wchodzących w skład danej JG, poprzez którą DUB świadczy tę usługę; (1.5) Zawarcia umowy o świadczenie usługi dystrybucji energii elektrycznej z odpowiednim OSD, zawierającej uregulowania dotyczące wykonywania funkcji dostawcy usług bilansujących w sieci tego OSD, jeżeli DUB świadczy usługi bilansujące na RB z wykorzystaniem zasobów przyłączonych do tej sieci. (2) Umowa przesyłania z DUB powinna określać w szczególności: (2.1) Nazwę i dane adresowe DUB; (2.2) Kod identyfikacyjny DUB; (2.3) Dane o posiadanych przez DUB koncesjach, związanych z działalnością w elektroenergetyce, jeżeli jest taki wymóg prawny; (2.4) Datę rozpoczęcia działalności na RB; (2.5) Osoby upoważnione do kontaktu z OSP oraz ich dane adresowe; (2.6) Wykaz zasobów, z wykorzystaniem których DUB świadczy usługi bilansujące na RB; (2.7) W przypadku gdy DUB nie jest właścicielem zasobów, o których mowa w pkt (2.6), oświadczenie DUB, że umocowanie właścicieli poszczególnych zasobów do korzystania z tych zasobów i rozporządzania tymi zasobami przez DUB w ramach świadczenia usług bilansujących na RB, złożone w procesie kwalifikacji DUB, zgodnie z załącznikiem nr 2 do WDB, pozostaje w mocy; (2.8) Wykaz FRP oraz wykaz MB, w tym AFDMB, reprezentujących dostawy energii elektrycznej zasobów, o których mowa w pkt (2.6); (2.9) Wykaz JG należących do DUB, w tym ich rodzajów, nazw i kodów identyfikacyjnych oraz wykaz MB wchodzących w skład poszczególnych JG; (2.10) Algorytmy wyznaczania ilości energii w poszczególnych MB oraz dla poszczególnych JG; (2.11) Dane i charakterystyki techniczne poszczególnych JG; (2.12) Określenie OR umocowanych do realizacji działań operacyjnych wynikających z uczestnictwa JG w RB, w tym nazwy i kody identyfikacyjne, wraz ze wskazaniem OR, który realizuje funkcje operatorskie w zakresie zgłaszania ofert portfolio na moce bilansujące; (2.13) Wykaz usług bilansujących świadczonych przez poszczególne JG; (2.14) Składniki cen wymuszonej dostawy energii elektrycznej (CWD) i wymuszonego odbioru energii elektrycznej (CWO) wykorzystywane w algorytmie wyznaczania tych cen dla poszczególnych JGW1, JGW2, JGM1, JGM2, JGZ1, JGZ2; (2.15) Ceny za uruchomienie (CU) dla poszczególnych JGW1, z uwzględnieniem różnych stanów cieplnych – rodzajów uruchomienia: ze stanu gorącego (G), ciepłego (C) i zimnego (Z), oraz składniki, na podstawie których CU zostały wyznaczone; (2.16) Zastępcze oferty na energię bilansującą i zastępcze oferty na moce bilansujące dla poszczególnych JGW1, JGM1 i JGZ1, w zakresie odpowiadającym kwalifikacji JG do świadczenia usług bilansujących na RB; (2.17) Warunki finansowe świadczenia usług bilansujących na RB, w tym ustalenie zabezpieczenia należytego wykonania umowy przesyłania w zakresie dotyczącym rozliczeń za usługi bilansujące na RB, organizacji przepływów finansowych z tytułu rozliczeń z OSP oraz wykaz kont bankowych DUB, za pośrednictwem których będą realizowane rozliczenia z OSP; (2.18) Informację, w formie oświadczenia DUB, o rodzaju i wartości wsparcia przysługującego właścicielom zasobów reprezentowanych w JGW1, JGW2, JGZ1, JGZ2 należących do DUB: (a) Wsparcie w aukcyjnym systemie – DUB informuje o: (i) Uprawnieniu poszczególnych MWE reprezentowanych w JG do pokrycia ujemnego salda, o którym mowa w ustawie o odnawialnych źródłach energii; (ii) Wysokości ceny zawartej w ofercie wytwórcy dotyczącej MWE reprezentowanych w JG, która wygrała aukcję, skorygowanej zgodnie z art. 39 ust. 5 albo 7 ustawy o odnawialnych źródłach energii, z uwzględnieniem waloryzacji, o której mowa w art. 92 ust. 10 tej ustawy; (iii) Dacie wygaśnięcia prawa do pokrycia ujemnego salda, o którym mowa w pkt (i), w odniesieniu do MWE reprezentowanych w JG; (iv) Wielkości udziału odnawialnej energii elektrycznej w całości energii elektrycznej wyprodukowanej w danym MWE reprezentowanym w JG w ostatnim roku kalendarzowym; (b) Wsparcie w postaci świadectw pochodzenia, o których mowa w ustawie o odnawialnych źródłach energii – DUB informuje o: (i) Uprawnieniu poszczególnych MWE reprezentowanych w JG do otrzymywania świadectw pochodzenia; (ii) Dacie wygaśnięcia prawa do otrzymywania świadectw pochodzenia; (iii) Wielkości udziału odnawialnej energii elektrycznej w całości energii elektrycznej wyprodukowanej w danym MWE reprezentowanym w JG w ostatnim roku kalendarzowym; (c) Wsparcie w postaci stałej ceny zakupu, o której mowa w ustawie o odnawialnych źródłach energii – DUB informuje o: (i) Uprawnieniu poszczególnych MWE reprezentowanych w JG do sprzedaży niewykorzystanej energii elektrycznej zgodnie z art. 70b ust. 8 ustawy o odnawialnych źródłach energii; (ii) Cenie sprzedaży niewykorzystanej energii elektrycznej ustalonej zgodnie z art. 70e ustawy o odnawialnych źródłach energii w odniesieniu do MWE reprezentowanych w JG; (iii) Dacie wygaśnięcia prawa do sprzedaży niewykorzystanej energii elektrycznej, w odniesieniu do MWE reprezentowanych w JG; (iv) Udziale energii elektrycznej podlegającej wsparciu w postaci stałej ceny zakupu w całości energii elektrycznej wprowadzonej do sieci z danego MWE reprezentowanego w JG w ostatnim roku kalendarzowym; (d) Wsparcie w systemie promowania wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych – DUB informuje o: (i) Uprawnieniu poszczególnych MWE reprezentowanych w JG do pokrycia ujemnego salda, o którym mowa w ustawie o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych; (ii) Wysokości ceny wskazanej w decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1 ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych, albo w decyzji zmieniającej tę decyzję na podstawie art. 20 ust. 5, albo wynikającej z oferty, o której mowa w art. 31 ust. 1, albo ceny skorygowanej, o której mowa w art. 11 ust. 3, albo ceny skorygowanej, o której mowa w art. 10 ust. 4 i 6, z uwzględnieniem waloryzacji zgodnie z art. 38 ust. 5 tej ustawy; (iii) Dacie wygaśnięcia prawa do pokrycia ujemnego salda, o którym mowa w pkt (i), w odniesieniu do MWE reprezentowanych w JG; (iv) Wielkości udziału mocy zainstalowanej, dla której przysługuje prawo do pokrycia ujemnego salda, o którym mowa w ustawie o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych w całkowitej mocy zainstalowanej MWE reprezentowanych w JG; (e) Wsparcie wysokosprawnej kogeneracji – DUB informuje o: (i) Uprawnieniu poszczególnych MWE reprezentowanych w JG do uzyskania premii kogeneracyjnej, premii gwarantowanej, premii kogeneracyjnej indywidualnej lub premii gwarantowanej indywidualnej, o których mowa w ustawie o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji; (ii) Wysokości premii kogeneracyjnej skorygowanej lub premii gwarantowanej skorygowanej, o których mowa w art. 14 ust. 5 ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, wysokości premii gwarantowanej indywidualnej, o której mowa w art. 38 tej ustawy lub wysokości premii kogeneracyjnej indywidualnej, o której mowa w art. 48 tej ustawy; (iii) Dacie wygaśnięcia prawa do uzyskania premii kogeneracyjnej, premii gwarantowanej, premii kogeneracyjnej indywidualnej lub premii gwarantowanej indywidualnej, o których mowa w pkt (i); (iv) Udziale energii, dla której Zarządca Rozliczeń S.A. wypłacił premię kogeneracyjną, premię gwarantowaną, premię kogeneracyjną indywidualną lub premię gwarantowaną indywidualną do całości produkcji energii elektrycznej w ostatnim roku kalendarzowym. (2.19) Zobowiązania stron umowy przesyłania do stosowania postanowień IRiESP i WDB. (3) DUB jest zobowiązany przekazać do OSP na piśmie, w terminie do 31 sierpnia danego roku informację o prognozowanych na następny rok kalendarzowy wartościach cen: (3.1) CWD i CWO wyznaczonych w sposób określony w pkt 14.9.1 – dla każdej JGW1, JGW2, JGZ1 i JGZ2; (3.2) CU, wyznaczonych w sposób określony w pkt 14.9.5 – dla każdej JGW1; Informacja ta powinna być podpisana przez osoby upoważnione do reprezentowania DUB i jest doręczana do OSP w sposób określony w pkt 4.1(4.1) lub pkt 4.1(4.2), z uwzględnieniem pkt 4.1(5). (4) Dla kolejnych okresów roku kalendarzowego DUB jest zobowiązany dokonywać aktualizacji określonych w umowie przesyłania składników stosowanych w kalkulacji cen CWD i CWO oraz wartości cen CU zgodnie z pkt (5)-(18). (5) DUB przekazuje do OSP zgłoszenie aktualizacji składników cen CWD i CWO oraz CU (dalej „zgłoszenie aktualizacji cen”), podpisane przez osoby upoważnione do działania w imieniu tego DUB, wskazując: (5.1) W zakresie cen CU, elementy wymienione w pkt (6); (5.2) W zakresie cen CWD i CWO, elementy wymienione w pkt (7); Zgłoszenie aktualizacji cen powinno być doręczone do OSP w sposób określony w pkt 4.1(4.1) lub pkt 4.1(4.2), z uwzględnieniem pkt 4.1(5), nie później niż na 15 dni kalendarzowych przed wskazanym w nim terminem rozpoczęcia obowiązywania nowych wartości cen w związku z aktualizacją składników stosowanych w ich kalkulacji. (6) W ramach zgłoszenia aktualizacji cen w zakresie cen CU, DUB wskazuje: (6.1) Nową wartość ceny CU wraz z wartościami poszczególnych kosztów, które są uwzględniane w kalkulacji cen CU, zgodnie z pkt 14.9.5; (6.2) Uzasadnienie zmiany lub braku zmiany wartości każdego ze składników stosowanego w kalkulacji ceny CU wraz ze wskazaniem przyczyn zmiany lub braku zmiany; (6.3) Termin, od którego obowiązują nowe wartości cen CU, który przypada nie później niż z początkiem 15 dnia kolejnego miesiąca kalendarzowego po zakończeniu okresu na zgłoszenie aktualizacji cen, o którym mowa w pkt (15). (7) W ramach zgłoszenia aktualizacji cen w zakresie CWD i CWO, DUB wskazuje: (7.1) Nowe wartości składników kosztów składających się na te ceny, o których mowa w pkt 14.9.1(3) i 14.9.2, zgodnie z pkt (8)-(11); (7.2) Uzasadnienie zmiany lub braku zmiany wartości każdego ze składników stosowanego w kalkulacji cen CWD i CWO wraz ze wskazaniem przyczyn zmiany lub braku zmiany; (7.3) Termin, od którego obowiązują nowe wartości składników cen CWD i CWO, który przypada nie później niż z początkiem 15 dnia kolejnego miesiąca kalendarzowego po zakończeniu okresu na zgłoszenie aktualizacji cen, o którym mowa w pkt (15). (8) W ramach zgłoszenia aktualizacji cen w zakresie CWD i CWO dla JG, utworzonej z pojedynczego MWE cieplnego wykorzystującego jako paliwo podstawowe gaz ziemny, DUB dokonuje aktualizacji: (8.1) Uzmiennionego kosztu zamówienia mocy umownej dla dostaw paliwa gazowego; (8.2) Współczynników przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną netto dla pasm mocy; (8.3) Jednostkowego wskaźnika emisyjności paliwa podstawowego w zakresie CO2; (8.4) Informacji o rodzaju i wartości otrzymywanego wsparcia, a także informacji o udziale odnawialnej energii elektrycznej w całości wyprodukowanej energii elektrycznej lub udziale energii elektrycznej kogeneracyjnej w całości wyprodukowanej energii elektrycznej; (8.5) Pozostałych kosztów zmiennych wytwarzania. (9) W ramach zgłoszenia aktualizacji cen w zakresie CWD i CWO dla JG, utworzonej z pojedynczego MEE albo MWE elektrowni szczytowo-pompowej (ESP), DUB dokonuje aktualizacji: (9.1) Współczynnika sprawności MEE albo ESP; (9.2) Wysokości opłaty za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej naliczanej za pobraną z sieci ilość energii elektrycznej; (9.3) Pozostałych kosztów zmiennych wytwarzania. (10) W ramach zgłoszenia aktualizacji cen w zakresie CWD i CWO dla JG, utworzonej z pojedynczego MWE źródeł wiatrowych albo fotowoltaicznych, DUB dokonuje aktualizacji: (10.1) Informacji o rodzaju i wartości otrzymywanego wsparcia, a także informacji o udziale odnawialnej energii elektrycznej w całości wyprodukowanej energii elektrycznej; (10.2) Pozostałych kosztów zmiennych wytwarzania. (11) W ramach zgłoszenia aktualizacji cen w zakresie CWD i CWO dla JG, utworzonej z pojedynczego MWE innego niż wymieniony w pkt (8)-(10), DUB dokonuje aktualizacji: (11.1) Kosztu paliwa podstawowego; (11.2) Współczynników przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną netto dla pasm mocy; (11.3) Jednostkowego wskaźnika emisyjności paliwa podstawowego w zakresie CO2; (11.4) Informacji o rodzaju i wartości otrzymywanego wsparcia, a także informacji o udziale odnawialnej energii elektrycznej w całości wyprodukowanej energii elektrycznej lub udziale energii elektrycznej kogeneracyjnej w całości wyprodukowanej energii elektrycznej; (11.5) Pozostałych kosztów zmiennych wytwarzania. (12) Jeżeli DUB wraz z aktualizacją poszczególnych składników cen dokonuje aktualizacji współczynników przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną netto, których aktualizacja wynika ze zmienionych parametrów technicznych MWE reprezentowanego w JG, w tym sprawności, do zgłoszenia aktualizacji cen dołącza zaktualizowaną charakterystykę zużycia energii chemicznej w paliwie w funkcji generowanej mocy elektrycznej netto potwierdzającą wnioskowaną zmianę wartości współczynników, potwierdzoną niezależną ekspertyzą. (13) W terminie 3 dni roboczych od doręczenia OSP zgłoszenia aktualizacji cen, OSP przesyła jego kopię do Prezesa URE. (14) OSP rozpatruje zgłoszenie aktualizacji cen w terminie do 10 dnia kalendarzowego od dnia doręczenia. W przypadku akceptacji zgłoszenia, OSP przesyła informację o akceptacji zgłoszenia do DUB nie później niż 2 dni robocze przed wskazanym w zgłoszeniu aktualizacji cen terminem rozpoczęcia obowiązywania nowych wartości cen. Powyższe skutkuje zmianą określonych w umowie przesyłania składników cen CWD i CWO oraz wartości cen CU bez konieczności dokonywania zmiany w umowie przesyłania w formie aneksu. W uzasadnionych przypadkach, w szczególności gdy zgłoszenie aktualizacji cen jest formalnie niepoprawne, nie zawiera wymaganego uzasadnienia zmiany wartości cen lub zawiera wartości cen odbiegające od cen wynikających z aktualnej sytuacji na rynku energii i paliw (zwłaszcza w przypadku gdy aktualizacja dotyczy MWE pozyskujących paliwo poza obrotem giełdowym), OSP ma prawo odrzucić zgłoszenie aktualizacji cen. Informacja o odrzuceniu zgłoszenia aktualizacji cen, wraz z podaniem przyczyny, jest przesyłana do DUB oraz do Prezesa URE. OSP informuje DUB o akceptacji lub odrzuceniu zgłoszenia aktualizacji cen. (15) DUB w ramach zgłoszenia aktualizacji cen: (15.1) W ciągu 50 dni kalendarzowych od zakończenia każdego kwartału kalendarzowego przekazuje: (a) Koszty paliwa podstawowego określone w pkt 14.9.1(6.1.b), 14.9.1(6.2) i 14.9.1(6.3); (b) Koszty pojedynczego uruchomienia MWE cieplnego określone w pkt 14.9.5; (c) Współczynnik sprawności MEE albo ESP, o którym mowa w pkt 14.9.2(5); na podstawie wykonania za poprzedni kwartał kalendarzowy, w tym wykonania kosztów kwalifikowanych w przypadku pkt (a) i (b); (15.2) Do końca pierwszego kwartału kalendarzowego przekazuje: (a) Pozostałe koszty zmienne wytwarzania określone w pkt 14.9.1(8) na podstawie wykonania za poprzedni rok; (b) Informację o rodzaju i aktualnej wartości otrzymywanego wsparcia, o którym mowa w pkt 14.9.1(9), a także informację o udziale odnawialnej energii elektrycznej w całości wyprodukowanej energii elektrycznej lub udziale energii elektrycznej kogeneracyjnej w całości wyprodukowanej energii elektrycznej na podstawie wykonania za poprzedni rok; (15.3) W przypadku, gdy w okresie, którego dotyczy zgłoszenie aktualizacji cen, dany koszt kwalifikowany uwzględniany w kalkulacji składników cen CWD, CWO lub CU nie był wykazany w ewidencji księgowej, to przyjmuje się wartość tego kosztu z ostatniego okresu, w którym był on wykazany w ewidencji księgowej, chyba że dany koszt nie jest i nie będzie już ponoszony; (15.4) Niezwłocznie w przypadku: (a) Uzyskania informacji o emisyjności paliwa podstawowego w zakresie CO2 za poprzedni rok kalendarzowy, o której mowa w pkt 14.9.4(2), na podstawie raportu audytora uprawnionego do weryfikacji rocznych raportów z emisji CO2 – jest zobowiązany do przesłania OSP nowej wartości jednostkowego wskaźnika emisyjności paliwa podstawowego w zakresie CO2; (b) Zmiany parametrów otrzymywanego wsparcia: (i) Określenia ceny skorygowanej, o której mowa w art. 10 ust. 4 i 6 ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych; (ii) Określenia ceny skorygowanej, o której mowa w art. 11 ust. 3 ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych; (iii) Wydania lub zmiany decyzji o której mowa w art. 18 ust. 1 ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych; (iv) Waloryzacji o której mowa w art. 38 ust. 5 ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych; (v) Określenia ceny skorygowanej, o której mowa w art. 39 ust. 5 albo 7 ustawy o odnawialnych źródłach energii; (vi) Określenia ceny skorygowanej, o której mowa w art. 39a ust. 5 albo 7 ustawy o odnawialnych źródłach energii; (vii) Waloryzacji o której mowa w art. 92 ust. 10 ustawy o odnawialnych źródłach energii; (viii) Innej zmianie, wpływającej na poziom otrzymywanego wsparcia; (c) Wydania decyzji lub postanowienia Prezesa URE w trybie art. 88 ustawy o odnawialnych źródłach energii – jest zobowiązany do przesłania OSP dokumentacji, która pozwoli ustalić sposób korekty rozliczeń tak, aby odzwierciedlić skutki decyzji Prezesa URE; (d) Odmowy wydania świadectw pochodzenia na podstawie art. 51 ustawy o odnawialnych źródłach energii – jest zobowiązany do przesłania OSP dokumentacji, która pozwoli ustalić sposób korekty rozliczeń tak, aby odzwierciedlić skutki decyzji Prezesa URE; (e) Wydania decyzji w trybie art. 78 ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, w której Prezes URE ustalił rzeczywistą ilość energii elektrycznej kogeneracyjnej w danym roku kalendarzowym na niższym poziomie niż wynikający z wniosków dot. MWE zaakceptowanych przez Zarządcę Rozliczeń S.A. – jest zobowiązany do przesłania do OSP decyzji. OSP ustala sposób korekty rozliczeń tak, aby odzwierciedlić skutki decyzji Prezesa URE; (f) Wydania decyzji lub postanowienia w trybie art. 80 ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji – jest zobowiązany do przesłania OSP decyzji. OSP ustala sposób korekty rozliczeń tak, aby odzwierciedlić skutki decyzji Prezesa URE; (g) Zmiany wysokości stawki opłaty za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej naliczanej za pobraną z sieci ilość energii elektrycznej, o której mowa w pkt 14.9.2(2) i 14.9.2(3) – jest zobowiązany do przesłania OSP nowej wysokości stawki opłaty za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej naliczanej za pobraną z sieci ilość energii elektrycznej; (h) Zmiany parametrów technicznych MWE lub zmiany współczynnika przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną netto, o którym mowa w pkt 14.9.1(7) – jest zobowiązany do przesłania OSP nowych wartości współczynników przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną netto; (i) Zmiany parametrów technicznych MEE albo ESP – jest zobowiązany do przesłania OSP zaktualizowanej wartości współczynnika sprawności MEE albo ESP. (16) Zgłoszenie aktualizacji cen przez danego DUB jest dokonywane z zachowaniem terminów i zasad zawartych w punktach (5)-(15). Zasady te nie dotyczą aktualizacji cen spowodowanej zmianą powszechnie obowiązujących przepisów prawa. W przypadku takiej zmiany, DUB jest zobowiązany doręczyć do OSP zgłoszenie aktualizacji cen w terminie umożliwiającym stosowanie nowych cen od dnia wejścia w życie zmienionych przepisów prawa. Aktualizacja cen CWD, CWO i CU może zostać dokonana również w ramach aneksu do umowy przesyłania, przy czym w zakresie zmiany wartości cen CWD, CWO i CU stosuje się określone w tym punkcie zasady dotyczące obowiązku dostarczenia do OSP zgłoszenia aktualizacji cen, z zastrzeżeniem postanowień pkt (17). (17) W przypadku zmiany parametrów technicznych skutkujących zmianą mocy minimalnej JG lub mocy maksymalnej JG: (17.1) JG z ZAK = 1 utworzonej z pojedynczego MWE albo MEE – DUB zobowiązany jest dokonać aktualizacji zastępczej oferty na energię bilansującą; (17.2) JG z ZAK = 1 albo z ZAK = 2 utworzonej z pojedynczego MWE cieplnego – DUB zobowiązany jest dokonać aktualizacji pasm mocy, dla których są określane współczynniki przemiany energii chemicznej paliwa; Aktualizacja jest dokonywana w formie aneksu do umowy przesyłania i obowiązuje od dnia wejścia w życie aneksu do umowy przesyłania w zakresie dotyczącym zmienionych parametrów technicznych MWE albo MEE. (18) W przypadku zmiany parametrów technicznych JG z ZAK = 1 utworzonej z pojedynczego MWE albo MEE, skutkujących zmianą zakresu rezerw mocy określonych w umowie przesyłania, DUB zobowiązany jest dokonać, w formie aneksu do umowy przesyłania, aktualizacji zastępczej oferty na moce bilansujące. Aktualizacja obowiązuje od dnia wejścia w życie aneksu do umowy przesyłania w zakresie dotyczącym zmienionych parametrów technicznych MWE albo MEE. (19) DUB jest odpowiedzialny za rzetelne, prawidłowe i terminowe wyznaczenie składników cen CWD, CWO oraz wartości cen CU. Ceny CWD i CWO są wyznaczane przez OSP w sposób określony w pkt 14.9.1-14.9.3, z zastrzeżeniem pkt (3). 4.4 Warunki dla operatorów rynku (1) OR, realizujący funkcje operatorskie dla JB lub JG należących odpowiednio do POB lub DUB, działający w zakresie udzielonego mu przez odpowiednio POB lub DUB zlecenia i umocowania, zawiera z OSP umowę określającą zakres działań operacyjnych wynikających z uczestnictwa tych jednostek w RB. (2) Umowa pomiędzy OR i OSP powinna określać w szczególności: (2.1) Nazwę i dane adresowe; (2.2) Kod identyfikacyjny OR; (2.3) Rodzaj pełnionej funkcji jako OR; (2.4) Datę rozpoczęcia działalności na RB; (2.5) Osoby upoważnione ze strony OR do kontaktu z OSP, w tym dokonywania zgłoszeń danych handlowych, technicznych lub przekazywania danych pomiarowych na RB oraz danych wymiany międzysystemowej; (2.6) Wykaz JB lub JG, dla których OR realizuje funkcje operatorskie, w tym ich kody identyfikacyjne; (2.7) Wykaz DUB, dla których OR realizuje funkcje operatorskie w zakresie zgłaszania ofert portfolio na moce bilansujące; (2.8) Zakres, format, tryb, miejsca oraz terminy wymiany informacji z OSP; (2.9) Zobowiązania stron umowy do stosowania postanowień IRiESP i WDB. ### 5. Warunki Uczestnictwa W Wymianie Międzysystemowej 5.1 Wymiana międzysystemowa w ramach alokacji ZPW 5.1.1 Warunki formalno-prawne (1) Warunki uczestnictwa w wymianie międzysystemowej w ramach finansowych praw przesyłowych są określone przez biuro przetargów w zasadach alokacji zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej (ZPW) publikowanych na stronie internetowej biura przetargów. (2) Realizacja wymiany międzysystemowej w ramach finansowych praw przesyłowych nie wymaga dokonywania zgłoszeń w obszarze działania RB oraz w obszarze realizacji wymiany międzysystemowej. (3) W wymianie międzysystemowej w ramach fizycznych praw przesyłowych mogą brać udział tylko te podmioty, które: (3.1) Zawarły z OSP umowę przesyłania regulującą w szczególności warunki uczestnictwa w wymianie międzysystemowej; (3.2) Są URB będącymi POB. (4) OSP przydziela UWM indywidualną JBWMP, poprzez którą UWM, działając jako POB, realizuje dostawy energii w ramach wymiany międzysystemowej z wykorzystaniem fizycznych praw przesyłowych. (5) Realizacja wymiany międzysystemowej w ramach fizycznych praw przesyłowych wymaga od UWM dokonywania niezbędnych zgłoszeń i przekazywania informacji zarówno w obszarze działania RB, jak i w obszarze realizacji wymiany międzysystemowej. (6) Każdy UWM może uczestniczyć w wymianie międzysystemowej poprzez alokację ZPW w ramach rynku dnia następnego wymiany międzysystemowej w ramach fizycznych lub finansowych praw przesyłowych. (7) Alokowane zdolności przesyłowe są identyfikowane poprzez unikalny identyfikator zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej – unikalny identyfikator ZPW (CAI). Unikalny identyfikator ZPW dotyczy określonego procesu udostępniania zdolności przesyłowych, przekroju handlowego, kierunku oraz ilości energii jaka może być przesłana w ramach wymiany międzysystemowej. 5.1.2 Alokacja ZPW w ramach finansowych oraz fizycznych praw przesyłowych (1) Alokacja ZPW w ramach finansowych oraz fizycznych praw przesyłowych obejmuje następujące przekroje handlowe polskiego obszaru rynkowego: (1.1) Przekrój handlowy z obszarem rynkowym Czech; (1.2) Przekrój handlowy z obszarem rynkowym Niemiec; (1.3) Przekrój handlowy z obszarem rynkowym Słowacji; (1.4) Przekrój handlowy z obszarem rynkowym Ukrainy w zakresie połączenia Rzeszów-Chmielnicka. (2) Alokacja ZPW dla przekrojów handlowych, o których mowa w pkt (1.1)-(1.3), w ramach finansowych praw przesyłowych jest realizowana poprzez alokację ZPW uzyskaną w przetargach rocznych oraz miesięcznych, zgodnie z publikowanymi przez biuro przetargów zasadami alokacji ZPW. (3) Alokacja ZPW dla przekroju handlowego, o którym mowa w pkt (1.4), w ramach fizycznych praw przesyłowych jest realizowana poprzez alokację ZPW uzyskaną w ramach przetargów dobowych. Prawo do korzystania z alokacji ZPW na danym przekroju handlowym mają UWM, którzy: (3.1) Posiadają alokację ZPW, samodzielnie lub z udziałem PH, uzyskaną w ramach przetargów dobowych, prowadzonych przez biuro przetargów zgodnie z publikowanymi przez biuro przetargów zasadami alokacji ZPW; oraz (3.2) Ustanowili zabezpieczenia zgodnie z wymaganiami określonymi w pkt 6. (4) Alokacja ZPW dla przekrojów handlowych, o których mowa w pkt (1.1)-(1.3), w ramach fizycznych praw przesyłowych jest realizowana poprzez alokację ZPW uzyskaną w ramach procesu rezerwowego. Prawo do korzystania z alokacji ZPW na danym przekroju handlowym mają UWM, którzy: (4.1) Posiadają alokację ZPW, samodzielnie lub z udziałem PH, uzyskaną w ramach procesu rezerwowego, prowadzonego przez biuro przetargów zgodnie z publikowanymi przez biuro przetargów zasadami alokacji ZPW; oraz (4.2) Ustanowili zabezpieczenia zgodnie z wymaganiami określonymi w pkt 6. (5) W obszarze realizacji wymiany międzysystemowej w ramach fizycznych praw przesyłowych, w celu realizacji USEWM, UWM dokonuje zgłoszeń GWMZ dla każdej ze swoich USEWM poprzez dostarczenie do OSP dokumentu zgłoszenie grafików wymiany międzysystemowej (ZGWM). (6) W obszarze działania RB dnia następnego (RBN), zgodnie z obowiązującymi na tym rynku zasadami, w ramach fizycznych praw przesyłowych, UWM działając jako POB zgłasza USE dla swojej JBWMP, poprzez którą realizuje on dostawy energii w ramach zawartych USEWM. 5.1.3 Ograniczanie alokowanych ZPW (1) OSP ma prawo zastosować ograniczenie alokowanych ZPW oraz uzgodnionych grafików wymiany międzysystemowej (UGWM) według obowiązujących zasad alokacji i nominacji ZPW publikowanych przez biuro przetargów: (1.1) W przypadku zaistnienia siły wyższej lub sytuacji nadzwyczajnej, o których mowa w art. 72 rozporządzenia 2015/1222; (1.2) W celu zapewnienia pracy systemu w granicach bezpieczeństwa, o którym mowa w art. 53 rozporządzenia 2016/1719. (2) OSP zwraca koszty lub zapewnia rekompensatę za okres ograniczenia zgodnie zasadami alokacji publikowanymi przez biuro przetargów. OSP nie odpowiada za szkody UWM i stron trzecich spowodowane zastosowaniem ograniczenia alokowanych ZPW. (3) Po uzgodnieniu GWMU z operatorami zagranicznych systemów przesyłowych, OSP przejmuje odpowiedzialność za jego realizację, z wyłączeniem przypadku siły wyższej, o którym mowa w pkt (1.1). 5.2 Warunki uczestnictwa w wymianie międzysystemowej w ramach jednolitego łączenia rynków 5.2.1 Warunki uczestnictwa w wymianie międzysystemowej w ramach jednolitego łączenia rynków dnia następnego (1) Proces jednolitego łączenia rynków dnia następnego jest realizowany zgodnie z rozporządzeniem 2015/1222 oraz zgodnie z TCM. (2) Jednolitym łączeniem rynków dnia następnego są objęte następujące przekroje handlowe polskiego obszaru rynkowego: (2.1) Przekrój handlowy z obszarem rynkowym Litwy; (2.2) Przekrój handlowy z obszarem rynkowym Szwecji; (2.3) Przekrój handlowy z obszarem rynkowym Czech; (2.4) Przekrój handlowy z obszarem rynkowym Niemiec; (2.5) Przekrój handlowy z obszarem rynkowym Słowacji. 5.2.2 Warunki uczestnictwa w wymianie międzysystemowej w ramach jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego (1) Proces jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego jest realizowany zgodnie z rozporządzeniem 2015/1222 oraz zgodnie z TCM. (2) Jednolitym łączeniem rynków dnia bieżącego są objęte następujące przekroje handlowe polskiego obszaru rynkowego: (2.1) Przekrój handlowy z obszarem rynkowym Litwy; (2.2) Przekrój handlowy z obszarem rynkowym Szwecji; (2.3) Przekrój handlowy z obszarem rynkowym Czech; (2.4) Przekrój handlowy z obszarem rynkowym Niemiec; (2.5) Przekrój handlowy z obszarem rynkowym Słowacji.