### 12. Wycena Rezerwy Operacyjnej 12.1 Zasady ogólne (1) Wycena rezerwy operacyjnej jest dokonywana dla każdego OREB każdej doby handlowej. (2) OSP dokonuje wyznaczenia ceny rezerwy operacyjnej (COR), na podstawie: (2.1) Wielkości rezerwy operacyjnej wszystkich JG; (2.2) Minimalnej wielkości rezerwy operacyjnej wymaganej dla zachowania bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego; (2.3) Prawdopodobieństwa niepokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną odbiorców końcowych (ang. loss of load probability, LOLP); (2.4) Ceny minimalnej i maksymalnej rezerwy operacyjnej oraz górnego limitu dobowego ceny rezerwy operacyjnej; (2.5) Ceny krańcowej oferty na energię bilansującą w planie BPKD/BO wyznaczonej zgodnie z pkt 13.2(3). (3) Minimalna wielkość rezerwy operacyjnej dla danego OREB, o której mowa w pkt (2.2), jest równa wymaganej wielkości mocy bilansującej FCRG dla tego OREB. 12.2 Rezerwa operacyjna JG (1) Rezerwa operacyjna (RO) dla danej JG i danego OREB jest wyznaczana na podstawie danych z PPS w następujący sposób: (1.1) Dla JGW1: (a) Jeżeli ZWP = 1 dla danego OREB: 𝑅𝑂𝑗𝑡 = 0 (12.1) (b) Jeżeli (i) ZWP = 2 dla danego OREB albo (ii) ZWP = 0 dla danego OREB i czas od rozpoczęcia uruchamiania ze stanu zimnego do synchronizacji JG (TSZ) jest dłuższy niż 30 min: ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 (12.2) 1 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 𝑃𝑗𝜏 𝐸𝑅𝑗𝑡 𝑅𝑂𝑗𝑡 = max (0; 𝑇 ∑ 𝑃𝑗𝜏 − max (∑ 𝑇 ; )) 𝑁 𝑡 𝑁 𝑡 Δ𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃 +𝑃𝑗𝜏 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 𝑃𝑗𝜏 = 𝑗,𝜏−1 jeżeli 𝑃𝑗𝜏 >0 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 𝑃𝑗𝜏 = 0 jeżeli 𝑃𝑗𝜏 =0 (c) Jeżeli ZWP = 0 i czas od rozpoczęcia uruchamiania ze stanu zimnego do synchronizacji JG (TSZ) jest nie dłuższy niż 30 min: 1 𝐸𝑅𝑗𝑡 (12.3) 𝑅𝑂𝑗𝑡 = max (0; ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ ∑𝑃 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 − max (0; )) 𝑇 𝑗𝜏 𝑁 𝑡 Δ𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (1.2) Dla JGW2: (a) Jeżeli ZUB = N: 𝑅𝑂𝑗𝑡 = 0 (12.4) (b) W pozostałych przypadkach: 1 𝑃𝑗,𝜏 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 + 𝑃𝑗𝜏 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝐸𝑅𝑗𝑡 (12.5) 𝑅𝑂𝑗𝑡 = max (0; 𝑇 ∑ ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 𝑃𝑗𝜏 − max (∑ ; )) 𝑁 𝑡 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 Δ𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (1.3) Dla JGM1: (a) Jeżeli ZWP = 1: 𝑅𝑂𝑗𝑡 = 0 (12.6) (b) Jeżeli ZWP = 2 i stan JG jest równy PG: ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 (12.7) 1 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 𝑃𝐺𝑗𝜏 𝐸𝑅𝑗𝑡 𝑅𝑂𝑗𝑡 = max (0; 𝑇 ∑ 𝑃𝑗𝜏 − max (∑ ; )) 𝑁 𝑡 𝑁 𝑇𝑡 Δ𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝐺 +𝑃𝐺𝑗𝜏 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 𝑃𝐺𝑗𝜏 = 𝑗,𝜏−1 jeżeli 𝑃𝑗𝜏 >0 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 𝑃𝐺𝑗𝜏 =0 jeżeli 𝑃𝑗𝜏 =0 (c) Jeżeli ZWP = 0 i stan JG jest równy R, UG albo PG: 1 𝐸𝑅𝑗𝑡 (12.8) 𝑅𝑂𝑗𝑡 = max (0; ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ ∑𝑃 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 − max (0; )) 𝑗𝜏 𝑁 𝑇𝑡 Δ𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (d) Jeżeli ZWP ≠ 1 i stan JG jest równy UP albo PP: 1 𝑃𝐿𝑗,𝜏 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 + 𝑃𝐿𝑗𝜏 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 𝐸𝑅𝑗𝑡 (12.9) 𝑅𝑂𝑗𝑡 = max (0; 𝑇 ∑ ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 𝑃𝑗𝜏 − max (− ∑ ; )) 𝑁 𝑡 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 Δ𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (1.4) Dla JGM2: (a) Jeżeli ZUB = N: 𝑅𝑂𝑗𝑡 = 0 (12.10) (b) Jeżeli ZUB = DG: 1 𝑃𝐺𝑗,𝜏 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 + 𝑃𝐺𝑗𝜏 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝐸𝑅𝑗𝑡 (12.11) ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝑅𝑂𝑗𝑡 = max (0; 𝑇 ∑ 𝑃 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 − max (∑ ; )) 𝑗𝜏 𝑁 𝑡 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 Δ𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (c) Jeżeli ZUB = DP: 1 𝑃𝐿𝑗,𝜏 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 + 𝑃𝐿𝑗𝜏 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 𝐸𝑅𝑗𝑡 (12.12) ∑ ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 𝑅𝑂𝑗𝑡 = max (0; 𝑇 𝑃𝑗𝜏 − max (− ∑ ; )) 𝑁 𝑡 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 Δ𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (1.5) Dla JGO: (a) Jeżeli ZUB = N: 𝑅𝑂𝑗𝑡 = 0 (12.13) (b) W pozostałych przypadkach: 1 𝑃𝑗,𝜏 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 + 𝑃𝑗𝜏 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 𝐸𝑅𝑗𝑡 (12.14) 𝑅𝑂𝑗𝑡 = max (0; ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ ∑𝑃 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 − max (− ∑ ; )) 𝑇 𝑗𝜏 𝑁 𝑡 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 Δ𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (1.6) Dla JGZ1: (a) Jeżeli ZWP = 1: 𝑅𝑂𝑗𝑡 = 0 (12.15) (b) W pozostałych przypadkach: 𝐸𝑗𝑡𝐸𝑠𝑡𝑊𝑆 𝑃𝑗,𝜏 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 + 𝑃𝑗𝜏 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝐸𝑅𝑗𝑡 (12.16) 𝑅𝑂𝑗𝑡 = max (0; − max (∑ ; − 𝑃𝑗𝑡𝐺𝑂𝑀 )) Δ𝑡 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 Δ𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (1.7) Dla JGZ2 i JGZ3: (a) Jeżeli ZUB = N: 𝑅𝑂𝑗𝑡 = 0 (12.17) (b) W pozostałych przypadkach: 𝐸𝑗𝑡𝐸𝑠𝑡𝑊𝑆 (12.18) 𝑅𝑂𝑗𝑡 = max (0; Δ𝑡 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝑗,𝜏 + 𝑃𝑗𝜏 𝐸𝑗𝑡𝐸𝑠𝑡𝑊𝑆 − max (∑ ; 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 Δ𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝑗,𝜏 + 𝑃𝑗𝜏 𝐸𝑅𝑗𝑡 −∑ ; − 𝑃𝑗𝑡𝐺𝑂𝑀 )) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 Δ𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (1.8) Dla JGA: (a) Jeżeli ZUB = N: 𝑅𝑂𝑗𝑡 = 0 (12.19) (b) W pozostałych przypadkach: 1 𝑃𝐿𝑗,𝜏 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 + 𝑃𝐿𝑗𝜏 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 𝐸𝑅𝑗𝑡 (12.20) 𝑅𝑂𝑗𝑡 = max (0; 𝑇 ∑ ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 𝑃𝑗𝜏 − max (− ∑ ; )) 𝑁 𝑡 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 Δ𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 gdzie: 𝑅𝑂𝑗𝑡 – Rezerwa operacyjna JG j dla OREB t [MW] ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 𝑃𝑗𝜏 – Średnia dyspozycyjność operacyjna JG j dla OPCR τ [MW] 𝐸𝑗𝑡𝐸𝑠𝑡𝑊𝑆 – Energia odpowiadająca estymacie dla JG j z uwzględnieniem warunków pracy sieci dla OREB t, równa ERjt w przypadku braku estymaty [MWh] 𝑃𝑗𝑡𝐺𝑂𝑀 – Grafik obciążenia magazynu z PPZ dla JGZ j dla OREB t, równy 0 w przypadku JGZ, w skład której nie wchodzi MEE [MW] 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝑗𝜏 – Moc minimalna dyspozycyjna JG j dla OPCR τ [MW] 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝑗𝜏 – Oferowana moc minimalna dyspozycyjna JG j dla OPCR τ, wyznaczona przy założeniu liniowej zmiany wartości pomiędzy OREB t-1 i OREB t [MW] ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 – Średnia oferowana moc minimalna dyspozycyjna JG j dla OPCR τ 𝑃𝑗𝜏 [MW] 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝑗𝜏 – Oferowana moc maksymalna dyspozycyjna JG j dla OPCR τ, wyznaczona przy założeniu liniowej zmiany wartości pomiędzy OREB t-1 i OREB t [MW] 𝑃𝐺𝑗𝜏 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 – Oferowana moc minimalna dyspozycyjna JG j w kierunku generacji dla OPCR τ, wyznaczona przy założeniu liniowej zmiany wartości pomiędzy OREB t-1 i OREB t [MW] ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 Średnia oferowana moc minimalna dyspozycyjna JG j w kierunku 𝑃𝐺𝑗𝜏 generacji dla OPCR τ [MW] 𝑃𝐿𝑗𝜏 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 – Oferowana moc maksymalna dyspozycyjna JG j w kierunku poboru dla OPCR τ, wyznaczona przy założeniu liniowej zmiany wartości pomiędzy OREB t-1 i OREB t [MW] 𝐸𝑅𝑗𝑡 – Energia rzeczywista JG j dla OREB t [MWh] Δ𝑡 – Czas trwania OREB [h] 𝑇𝑡 – Zbiór OPCR objętych OREB t 𝑁 𝑇𝑡 – Liczba OPCR w OREB t ̅̅̅̅̅̅̅̅̅ DyspRO (2) Średnia dyspozycyjność operacyjna JG ( jτ ) dla danego OPCR jest wyznaczana w następujący sposób: (2.1) W przypadku JGW1 albo JGM1, dla której ZWP = 0 dla danego OPCR oraz moc dostępna dla OSP poprzez BPP w ramach rezerwy operacyjnej JG (PMaxBPP) dla danego OPCR jest równa 0 MW: ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝑃 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 = 𝑁𝑍𝑅𝑗𝜏 (12.21) 𝑗𝜏 (2.2) W pozostałych przypadkach: 𝑀𝑎𝑥𝐵𝑃𝑃 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 𝑃𝑗,𝜏 + 𝑃𝑗𝜏𝑀𝑎𝑥𝐵𝑃𝑃 (12.22) 𝑃𝑗𝜏 = + 𝑁𝑍𝑅𝑗𝜏 gdzie: ̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝑃 𝐷𝑦𝑠𝑝𝑅𝑂 – Średnia dyspozycyjność operacyjna JG j dla OPCR τ [MW] 𝑗𝜏 𝑃𝑗𝜏𝑀𝑎𝑥𝐵𝑃𝑃 – Moc dostępna dla OSP poprzez BPP w ramach rezerwy operacyjnej JG j dla OPCR τ [MW] 𝑁𝑍𝑅𝑗𝜏 – Zakres mocy JG j dla OPCR τ wymagany do świadczenia nominowanych mocy bilansujących FCRG, aFRRG i mFRRdG [MW] (3) Moc dostępna dla OSP poprzez BPP w ramach rezerwy operacyjnej JG (PMaxBPP) dla danego OPCR, jest określana na podstawie danych z PPS w następujący sposób: (3.1) Dla JGW1, dla której czas od rozpoczęcia uruchamiania ze stanu zimnego do synchronizacji JG (TSZ) jest dłuższy niż 30 min: (a) Jeżeli dla danego OPCR ZWP = 1 lub stan JG jest równy R, UG, UC, UZ lub UD, to PMaxBPP jest równa grafikowi obciążenia z PPS dla danego OPCR; (b) Jeżeli dany OPCR należy do okresu składającego się z OPCR innych niż wskazane w pkt (a), to PMaxBPP dla danego OPCR jest wyznaczana jako maksymalna wartość BPP, która może być osiągnięta przez JGW1 z uwzględnieniem: (i) Grafiku obciążenia z PPS dla OPCR poprzedzającego dany okres i OPCR następującego po tym okresie; (ii) Nominowanych zakresów FCRG, aFRRG i mFRRdG z PPS; (iii) Oferowanej mocy maksymalnej dyspozycyjnej JG uwzględnionej w PPS dla OPCR należących do danego okresu, wyznaczanej w sposób analogiczny jak w pkt 8.6.2(5.5); (iv) Uwarunkowań technicznych danej JGW1; oraz (v) Warunków pracy sieci; (3.2) Dla JGW1, dla której czas od rozpoczęcia uruchamiania ze stanu zimnego do synchronizacji JG (TSZ) jest nie dłuższy niż 30 min: (a) Jeżeli dla danego OPCR ZWP = 1 lub stan JGW1 jest równy R i moc maksymalna dyspozycyjna JG jest równa 0 MW lub stan JGW1 jest równy R z powodu warunków pracy sieci, to PMaxBPP jest równa grafikowi obciążenia z PPS dla danego OPCR; (b) Jeżeli dany OPCR należy do okresu składającego się z OPCR innych niż wskazane w pkt (a), to PMaxBPP dla danego OPCR jest wyznaczana jako maksymalna wartość BPP, która może być osiągnięta przez JGW1 z uwzględnieniem: (i) Grafiku obciążenia z PPS dla OPCR poprzedzającego dany okres i OPCR następującego po tym okresie; (ii) Nominowanych zakresów FCRG, aFRRG i mFRRdG z PPS; (iii) Oferowanej mocy maksymalnej dyspozycyjnej JG uwzględnionej w PPS dla OPCR należących do danego okresu, wyznaczanej w sposób analogiczny jak w pkt 8.6.2(5.5); (iv) Uwarunkowań technicznych danej JGW1; oraz (v) Warunków pracy sieci; (3.3) JGW2: (a) Jeżeli dla danego OPCR ZUB = N, to PMaxBPP jest równa grafikowi obciążenia z PPS dla danego OPCR; (b) Jeżeli dany OPCR należy do okresu składającego się z OPCR innych niż wskazane w pkt (a), to PMaxBPP dla danego OPCR jest wyznaczana jako maksymalna wartość BPP, która może być osiągnięta przez JGW2 z uwzględnieniem: (i) Grafiku obciążenia z PPS dla OPCR poprzedzającego dany okres i OPCR następującego po tym okresie; (ii) Nominowanych zakresów FCRG, aFRRG i mFRRdG z PPS; (iii) Oferowanej mocy maksymalnej dyspozycyjnej JG uwzględnionej w PPS dla OPCR należących do danego okresu, wyznaczanej w sposób analogiczny jak w pkt 8.6.2(5.5); (iv) Uwarunkowań technicznych danej JGW2; oraz (v) Warunków pracy sieci; (3.4) JGM1: (a) Jeżeli dla danego OPCR ZWP = 1 lub stan JGM1 jest równy R i moc maksymalna dyspozycyjna JG w kierunku generacji jest równa 0 MW lub stan JGM1 jest równy R z powodu warunków pracy sieci lub stan JGM1 jest równy R i dla OREB t obejmującego dany OPCR, OREB t-2, t-1 lub t+1 nominowany zakres mFRRdD jest większy niż 0 MW, to PMaxBPP jest równa grafikowi obciążenia z PPS dla danego OPCR; (b) Jeżeli dla danego OPCR ZWP ≠ 1, stan JGM1 jest równy R i dla innej JGM1 związanej z daną ESP: (i) Dla danego OPCR stan JG jest równy UP, PP; lub (ii) Dla OREB t obejmującego dany OPCR, OREB t-2, t-1 lub t+1 stan JG jest równy UP, PP, R i nominowany zakres mFRRdD jest większy niż 0 MW; to PMaxBPP jest równa 0 MW; (c) Jeżeli dany OPCR należy do okresu składającego się z OPCR, dla których stan JGM1 jest równy R, UG albo PG i dla tych OPCR nie zachodzi przypadek z pkt (a) lub (b), to PMaxBPP dla danego OPCR jest wyznaczana jako maksymalna wartość BPP (wartość nieujemna), która może być osiągnięta przez JGM1 z uwzględnieniem: (i) Grafiku obciążenia z PPS dla OPCR poprzedzającego dany okres i OPCR następującego po tym okresie; (ii) Nominowanych zakresów FCRG, aFRRG i mFRRdG z PPS; (iii) Oferowanej mocy maksymalnej dyspozycyjnej JG w kierunku generacji uwzględnionej w PPS dla OPCR należących do danego okresu, wyznaczanej w sposób analogiczny jak w pkt 8.6.2(5.5); (iv) Uwarunkowań technicznych danej JGM1; (v) Stanu magazynu OSP, o którym mowa w pkt 8.6.1(8); oraz (vi) Warunków pracy sieci; (d) Jeżeli dany OPCR należy do okresu składającego się z OPCR, dla których stan JGM1 jest równy UP albo PP i dla tych OPCR nie zachodzi przypadek z pkt (a), to PMaxBPP dla danego OPCR jest wyznaczana jako maksymalna wartość BPP (wartość niedodatnia), która może być osiągnięta przez JGM1 z uwzględnieniem: (i) Grafiku obciążenia z PPS dla OPCR poprzedzającego dany okres i OPCR następującego po tym okresie; (ii) Nominowanych zakresów FCRG, aFRRG i mFRRdG z PPS; (iii) Oferowanej mocy minimalnej dyspozycyjnej JG w kierunku poboru uwzględnionej w PPS dla OPCR należących do danego okresu, wyznaczanej w sposób analogiczny jak w pkt 8.6.2(5.5); (iv) Uwarunkowań technicznych danej JGM1; (v) Stanu magazynu OSP, o którym mowa w pkt 8.6.1(8); oraz (vi) Warunków pracy sieci; (3.5) JGM2: (a) Jeżeli dla danego OPCR ZUB = N, to PMaxBPP jest równa grafikowi obciążenia z PPS dla danego OPCR; (b) Jeżeli dany OPCR należy do okresu składającego się z OPCR , dla których ZUB = DG, to PMaxBPP dla danego OPCR jest wyznaczana jako maksymalna wartość BPP (wartość nieujemna), która może być osiągnięta przez JGM2 z uwzględnieniem: (i) Grafiku obciążenia z PPS dla OPCR poprzedzającego dany okres i OPCR następującego po tym okresie; (ii) Nominowanych zakresów FCRG, aFRRG i mFRRdG z PPS; (iii) Oferowanej mocy maksymalnej dyspozycyjnej JG w kierunku generacji uwzględnionej w PPS dla OPCR należących do danego okresu, wyznaczanej w sposób analogiczny jak w pkt 8.6.2(5.5); (iv) Uwarunkowań technicznych danej JGM2; (v) Potencjału dostawy, o którym mowa w pkt 8.6.1(11); oraz (vi) Warunków pracy sieci; (c) Jeżeli dany OPCR należy do okresu składającego się z OPCR, dla których ZUB = DP, to PMaxBPP dla danego OPCR jest wyznaczana jako maksymalna wartość BPP (wartość niedodatnia), która może być osiągnięta przez JGM2 z uwzględnieniem: (i) Grafiku obciążenia z PPS dla OPCR poprzedzającego dany okres i OPCR następującego po tym okresie; (ii) Nominowanych zakresów FCRG, aFRRG i mFRRdG z PPS; (iii) Oferowanej mocy minimalnej dyspozycyjnej JG w kierunku poboru uwzględnionej w PPS dla OPCR należących do danego okresu, wyznaczanej w sposób analogiczny jak w pkt 8.6.2(5.5); (iv) Uwarunkowań technicznych danej JGM2; (v) Potencjału dostawy, o którym mowa w pkt 8.6.1(11); oraz (vi) Warunków pracy sieci; (3.6) JGO: (a) Jeżeli dla danego OPCR ZUB = N, to PMaxBPP jest równa grafikowi obciążenia z PPS dla danego OPCR; (b) Jeżeli dany OPCR należy do okresu składającego się z OPCR innych niż wskazane w pkt (a), to PMaxBPP dla danego OPCR jest wyznaczana jako maksymalna wartość BPP (wartość niedodatnia), która może być osiągnięta przez JGO z uwzględnieniem: (i) Grafiku obciążenia z PPS dla OPCR poprzedzającego dany okres i OPCR następującego po tym okresie; (ii) Nominowanych zakresów FCRG, aFRRG i mFRRdG z PPS; (iii) Oferowanej mocy minimalnej dyspozycyjnej JG uwzględnionej w PPS dla OPCR należących do danego okresu, wyznaczanej w sposób analogiczny jak w pkt 8.6.2(5.5); (iv) Uwarunkowań technicznych danej JGO; oraz (v) Warunków pracy sieci; (3.7) Dla JGA: (a) Jeżeli dla danego OPCR ZUB = N, to PMaxBPP jest równa grafikowi obciążenia z PPS dla danego OPCR; (b) Jeżeli dany OPCR należy do okresu składającego się z OPCR innych niż wskazane w pkt (a), to PMaxBPP dla danego OPCR jest wyznaczana jako maksymalna wartość BPP, która może być osiągnięta przez JGA z uwzględnieniem: (i) Grafiku obciążenia z PPS dla OPCR poprzedzającego dany okres i OPCR następującego po tym okresie; (ii) Nominowanych zakresów FCRG, aFRRG i mFRRdG z PPS; (iii) Oferowanej mocy maksymalnej dyspozycyjnej JG w kierunku generacji uwzględnionej w PPS dla OPCR należących do danego okresu, wyznaczanej w sposób analogiczny jak w pkt 8.6.2(5.5); (iv) Uwarunkowań technicznych danej JGA; oraz (v) Warunków pracy sieci. 12.3 Prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną odbiorców końcowych (1) LOLP opisuje zależność prawdopodobieństwa niepokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną odbiorców końcowych od wielkości rezerwy operacyjnej wszystkich JG. LOLP jest wyznaczany przy założeniu pełnej dyspozycyjności zasobów sieciowych. (2) LOLP nie uwzględnia środków zaradczych, z których OSP może skorzystać w celu pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną odbiorców końcowych. (3) OSP wyznacza LOLP kwartalnie, dla poszczególnych zbiorów OREB o jednolitej niepewności zbilansowania (OJNZ), jako funkcję kawałkami liniową, opisaną stałą liczbą parametrów dla danego kwartału kalendarzowego i OJNZ, stanowiącą przybliżenie empirycznych rozkładów prawdopodobieństwa spadku rezerwy operacyjnej poniżej wielkości minimalnej w wyniku wystąpień źródeł niepewności zbilansowania (ZNZ). (4) Empiryczne rozkłady prawdopodobieństwa, o których mowa w pkt (3), są wyznaczane na podstawie danych historycznych, w rozbiciu na OJNZ. (5) Wartość LOLP dla rezerwy operacyjnej dla danego OREB należącego do danego OJNZ jest wyznaczana w następujący sposób: (5.1) Dla ROt < b0: 𝐿𝑂𝐿𝑃𝑞𝑜 (𝑅𝑂𝑡 ) = 1 (12.23) (5.2) Dla bi  ROt < bi+1 gdzie i {0,1,...,8}: 𝑏𝑖+ − 𝑅𝑂𝑡 𝑅𝑂𝑡 − 𝑏𝑖 (12.24) 𝐿𝑂𝐿𝑃𝑞𝑜 (𝑅𝑂𝑡 ) = 𝑃𝑖𝑜 ∙ 𝑜 + 𝑃𝑖+ ∙ 𝑏𝑖+ − 𝑏𝑖 𝑏𝑖+ − 𝑏𝑖 (5.3) Dla ROt ≥ b9: 𝐿𝑂𝐿𝑃𝑞𝑜 (𝑅𝑂𝑡 ) = 0 (12.25) gdzie: 𝐿𝑂𝐿𝑃𝑞𝑜 – Kawałkami liniowa krzywa LOLP wyznaczona dla kwartału kalendarzowego q oraz OJNZ o właściwego dla OREB t 𝑅𝑂𝑡 – Rezerwa operacyjna wszystkich JG dla OREB t [MW] 𝑅𝑂𝑡 = ∑ 𝑅𝑂𝑗𝑡 𝑗∈𝑍𝐽𝐺 𝑅𝑂𝑗𝑡 – Rezerwa operacyjna JG j dla OREB t [MW] 𝑃𝑖𝑜 – Prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną odbiorców końcowych dla OJNZ o właściwego dla OREB t, dla rezerwy operacyjnej równej wartości bi, gdzie 𝑃0𝑜 = 1 oraz 𝑃9𝑜 = 0 𝑏𝑖 – Granica przedziału i wielkości rezerwy operacyjnej [MW] Dla poszczególnych przedziałów wielkości rezerwy operacyjnej zmianę wielkości 𝐿𝑂𝐿𝑃𝑞𝑜 przybliża się liniowo. Liczba granic przedziałów wynosi 9 oraz wartości bi są stałe dla wszystkich krzywych LOLP, niezależnie od OJNZ, i wynoszą: b0 = ROMin [MW] b1 = ROMin + 10 [MW] b2 = ROMin + 20 [MW] b3 = ROMin + 50 [MW] b4 = ROMin + 100 [MW] b5 = ROMin + 200 [MW] b6 = ROMin + 500 [MW] b7 = ROMin + 1000 [MW] b8 = ROMin + 2000 [MW] b9 = ROMin + 5000 [MW] 𝑅𝑂𝑀𝑖𝑛 – Minimalna wielkość rezerwy operacyjnej, wyznaczona zgodnie z pkt 12.1(3) [MW] 𝑍𝐽𝐺 – Zbiór wszystkich JG (6) Parametry LOLP dla danego kwartału kalendarzowego wraz z OJNZ są wyznaczane do 15. dnia drugiego miesiąca poprzedzającego dany kwartał kalendarzowy, na podstawie danych historycznych za okres 12 pełnych kwartałów kalendarzowych, z wyłączeniem okresów niereprezentatywnych, o których mowa w pkt (7). (7) Dany okres jest oznaczany jako okres niereprezentatywny w następujących przypadkach, pod warunkiem, że przypadki te miały wpływ na ocenianą powykonawczo dostępność rezerwy operacyjnej dla OSP oraz nie jest możliwe skorygowanie ich wpływu w danych historycznych: (7.1) Wystąpiły incydenty poziomu 1 lub 2, zgodnie z obowiązującą skalą klasyfikacji incydentów; (7.2) Wykorzystane zostały środki zaradcze w postaci działań pozarynkowych, w szczególności takie jak: stopnie zasilania, zawieszenie działań rynkowych; (7.3) Miała miejsce ingerencja regulacyjna wpływająca znacząco na działanie rynku bilansującego; (7.4) Wprowadzony został stan klęski żywiołowej lub stan wyjątkowy lub stan wojenny; (7.5) Wystąpiło inne nadzwyczajne wydarzenie o zasięgu ogólnokrajowym lub regionalnym, w tym materializacja krajowego lub regionalnego kryzysu elektroenergetycznego, w wyniku którego dane historyczne nie reprezentują dostępności rezerwy operacyjnej dla OSP wynikającej z uwarunkowań pracy KSE. 12.4 Cena minimalna i maksymalna rezerwy operacyjnej oraz górny limit dobowy ceny rezerwy operacyjnej (1) Cena minimalna rezerwy operacyjnej dla niezerowego LOLP (CORMin) wynosi 10 zł/MW-h. (2) Cena maksymalna rezerwy operacyjnej (CORMax) wynosi 5 000 zł/MW-h. (3) Ceny CORMin i CORMax począwszy od 2025 roku podlegają indeksacji prognozowanym średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych uznanym przez Prezesa URE za uzasadniony w ramach zatwierdzonej taryfy OSP dla danego roku kalendarzowego, publikowanym na stronie internetowej OSP niezwłocznie po zatwierdzeniu taryfy OSP. (4) Cena rezerwy operacyjnej dla OREB danej doby handlowej nie może być wyższa niż górny limit dobowy ceny rezerwy operacyjnej (CORDMax). (5) CORDMax ogranicza wzrost przeciętnej kwartalnej ceny rezerwy operacyjnej i dla kolejnych dób handlowych d danego kwartału kalendarzowego jest wyznaczany przy następujących założeniach: (5.1) Liczba OREB w dobie handlowej d, dla których wartość rezerwy operacyjnej obniży się poniżej minimalnej wielkości rezerwy operacyjnej (ROt < ROMin), wyniesie nie więcej niż NMax, gdzie NMax = 16; (5.2) COR dla OREB zawierających się w okresie od doby handlowej d-1 do ostatniej doby handlowej danego kwartału kalendarzowego włącznie, z wyłączeniem NMax OREB w dobie handlowej d, dla których może nastąpić niedobór rezerwy operacyjnej (ROt < ROMin), jest przyjęta na poziomie ograniczonej średniej wartości COR dla poprzedniego kwartału kalendarzowego, zdefiniowanej w pkt (9); (5.3) Średnia wartość COR dla danego kwartału kalendarzowego obejmującego dobę handlową d nie powinna wzrosnąć ani zmniejszyć się procentowo o więcej niż 𝛼Max, względem ograniczonej średniej wartości COR z poprzedniego kwartału kalendarzowego, gdzie 𝛼Max = 10%, z zastrzeżeniem pkt (7). (6) CORDMax dla doby handlowej d jest wyznaczany z dokładnością do 0,01 zł/MW-h w następujący sposób: 𝐶𝑂𝑅𝐷𝑑𝑀𝑎𝑥 = max(𝐶𝑂𝑅 𝑀𝑖𝑛 ; min(𝐶𝑂𝑅𝑊𝑑𝑀𝑎𝑥 , 𝐶𝑂𝑅 𝑀𝑎𝑥 )) (12.26) gdzie: 𝐶𝑂𝑅𝐷𝑑𝑀𝑎𝑥 – Górny limit dobowy ceny rezerwy operacyjnej dla doby handlowej d [zł/MW-h] 𝐶𝑂𝑅 𝑀𝑖𝑛 – Cena minimalna rezerwy operacyjnej [zł/MW-h] 𝐶𝑂𝑅 𝑀𝑎𝑥 – Cena maksymalna rezerwy operacyjnej [zł/MW-h] 𝐶𝑂𝑅𝑊𝑑𝑀𝑎𝑥 – Maksymalna cena COR dla doby handlowej d, dla której spełnione są założenia, o których mowa w pkt (5) [zł/MW-h] (7) CORDMax, ze względu na ograniczenie na minimalną wartość ceny rezerwy operacyjnej dla OREB z niezerowym prawdopodobieństwem niepokrycia zapotrzebowania odbiorców końcowych, nie gwarantuje nieprzekroczenia średniej kwartalnej ceny COR o próg procentowy 𝛼Max w stosunku do ograniczonej średniej kwartalnej ceny COR dla poprzedniego kwartału kalendarzowego. (8) Maksymalna cena COR dla doby handlowej d, dla której spełnione są założenia, o których mowa w pkt (5), jest wyznaczana na podstawie danych dostępnych w dobie d-1, w następujący sposób: 𝑑 (12.27) 𝑃𝑆𝐶𝑂𝑅𝑞𝑀𝑎𝑥 − (𝑆𝐶𝑂𝑅𝑑𝑑0 + 𝑃𝑆𝐶𝑂𝑅𝑑 𝑞 ) 𝐶𝑂𝑅𝑊𝑑𝑀𝑎𝑥 = 𝑁𝑀𝑎𝑥 gdzie: 𝐶𝑂𝑅𝑊𝑑𝑀𝑎𝑥 – Maksymalna cena COR dla doby handlowej d, dla której spełnione są założenia, o których mowa w pkt (5) [zł/MW-h] 𝑃𝑆𝐶𝑂𝑅𝑞𝑀𝑎𝑥 – Maksymalna planowana suma cen COR w kwartale kalendarzowym q obejmującym dobę handlową d, zgodnie z pkt (5.3), wyznaczana w następujący sposób [zł/MW-h]: 𝑑 ̅̅̅̅̅̅𝑞∗ 𝑃𝑆𝐶𝑂𝑅𝑞𝑀𝑎𝑥 = 𝑁𝑑0𝑞 ⋅ (1 + 𝛼 𝑀𝑎𝑥 ) ⋅ 𝐶𝑂𝑅 𝑆𝐶𝑂𝑅𝑑𝑑0 – Rzeczywista suma cen COR dla OREB zawierających się w okresie od doby handlowej d0 do d-2 włącznie, przy czym przyjmuje wartość równą 0 w przypadku d-2 < d0 [zł/MW-h] 𝑃𝑆𝐶𝑂𝑅𝑑 𝑞 𝑑 – Planowana suma cen COR, zgodnie z pkt (5.2), dla OREB zawierających się w okresie od doby handlowej d-1 do dq włącznie, z wyłączeniem NMax OREB w dobie handlowej d, wyznaczana w następujący sposób [zł/MW-h]: 𝑑 𝑑 ̅̅̅̅̅̅𝑞∗ 𝑃𝑆𝐶𝑂𝑅𝑑 𝑞 = (𝑁𝑑 𝑞 − 𝑁 𝑀𝑎𝑥 ) ⋅ 𝐶𝑂𝑅 𝑑 𝑑 przy czym 𝑁𝑑 𝑞 przyjmuje wartość 𝑁𝑑0𝑞 w przypadku d= d0 ̅̅̅̅̅̅𝑞∗ 𝐶𝑂𝑅 – Ograniczona średnia wartość COR dla kwartału kalendarzowego q-1 wykorzystywana do wyznaczenia górnego limitu dobowego ceny rezerwy operacyjnej w kwartale kalendarzowym q [zł/MW-h] 𝑁 𝑀𝑎𝑥 – Zakładana maksymalna liczba OREB w dobie handlowej, dla których wielkość rezerwy operacyjnej obniży się poniżej minimalnej wielkości rezerwy operacyjnej, określona w pkt (5.1) 𝑑 𝑁𝑑 𝑞 – Liczba OREB zawierających się w okresie od doby handlowej d do dq włącznie d0 – Pierwsza doba handlowa kwartału kalendarzowego q dq – Ostatnia doba handlowa kwartału kalendarzowego q 𝛼 𝑀𝑎𝑥 – Współczynnik ograniczający maksymalną zmianę wartości średniej COR dla kwartału kalendarzowego, określony w pkt (5.3) (9) Ograniczona średnia wartość COR dla danego kwartału kalendarzowego wykorzystywana do wyznaczenia górnego limitu dobowego ceny rezerwy operacyjnej w kolejnym kwartale kalendarzowym jest wyznaczana w następujący sposób: ̅̅̅̅̅̅ ̅̅̅̅̅̅𝑞∗ 𝐶𝑂𝑅𝑞∗ = max (𝐶𝑂𝑅 ̅̅̅̅̅̅𝑞 ; ̅̅̅̅̅̅ ∙ (1 − 𝛼 𝑀𝑎𝑥 ); min (𝐶𝑂𝑅 𝐶𝑂𝑅𝑞∗ ∙ (1 + 𝛼 𝑀𝑎𝑥 ))) (12.28) gdzie: ̅̅̅̅̅̅𝑞∗ 𝐶𝑂𝑅 – Ograniczona średnia wartość COR dla kwartału kalendarzowego q wyznaczona przy uwzględnieniu warunku, o którym mowa w pkt (5.3) ̅̅̅̅̅̅𝑞 𝐶𝑂𝑅 – Średnia wartość COR dla kwartału kalendarzowego q, przy czym gdy wyznaczana ograniczona średnia wartość COR wykorzystana jest do wyznaczenia górnego limitu dobowego ceny rezerwy operacyjnej dla pierwszej doby handlowej kwartału kalendarzowego q+1, to średnia ta nie uwzględnia wartości COR dla OREB ostatniej doby handlowej kwartału kalendarzowego q 𝛼 𝑀𝑎𝑥 – Współczynnik ograniczający maksymalną zmianę wartości średniej COR dla kwartału kalendarzowego, określony w pkt (5.3) 12.5 Cena rezerwy operacyjnej (1) COR dla danego OREB jest wyznaczana z dokładnością do 0,01 zł/MW-h, w następujący sposób: (1.1) Dla 𝐿𝑂𝐿𝑃𝑞𝑜 (𝑅𝑂𝑡 ) = 0: 𝐶𝑂𝑅𝑡 = 0 (12.29) (1.2) Dla 𝐿𝑂𝐿𝑃𝑞𝑜 (𝑅𝑂𝑡 ) > 0: 𝐶𝑂𝑅𝑡 = min (𝐺𝐿𝐶 − 𝐶𝐾𝑂𝐸𝐵𝑡 ; max (𝐶𝑂𝑅𝑀𝑖𝑛 ; 𝐶𝑂𝑅𝐷𝑑𝑀𝑎𝑥 ∙ 𝐿𝑂𝐿𝑃𝑞𝑜 (𝑅𝑂𝑡 ))) (12.30) gdzie: 𝐶𝑂𝑅𝑡 – Cena rezerwy operacyjnej dla OREB t [zł/MW-h] 𝐺𝐿𝐶 – Górny limit ceny, o którym mowa w pkt 8.7.3(4) [zł/MWh] 𝐶𝐾𝑂𝐸𝐵𝑡 – Cena krańcowej oferty na energię bilansującą w planie BPKD/BO wyznaczona dla OREB t, zgodnie z pkt 13.2(3) [zł/MWh] 𝐶𝑂𝑅 𝑀𝑖𝑛 – Cena minimalna rezerwy operacyjnej dla 𝐿𝑂𝐿𝑃𝑞𝑜 (𝑅𝑂𝑡 ) > 0 [zł/MW-h] 𝐶𝑂𝑅𝐷𝑑𝑀𝑎𝑥 – Górny limit dobowy ceny rezerwy operacyjnej dla doby handlowej d zawierającej OREB t [zł/MW-h] 𝐿𝑂𝐿𝑃𝑞𝑜 – Kawałkami liniowa krzywa LOLP wyznaczona dla kwartału kalendarzowego q oraz OJNZ o właściwego dla OREB t 𝑅𝑂𝑡 – Rezerwa operacyjna wszystkich JG dla OREB t [MW] 𝑅𝑂𝑡 = ∑ 𝑅𝑂𝑗𝑡 𝑗∈𝑍𝐽𝐺 𝑅𝑂𝑗𝑡 – Rezerwa operacyjna JG j dla OREB t [MW] 𝑍𝐽𝐺 – Zbiór wszystkich JG 12.6 Źródła niepewności zbilansowania (1) ZNZ stanowią zamknięty zbiór zdarzeń i okoliczności, których wystąpienie może spowodować zmianę wielkości rezerwy operacyjnej dostępnej dla OSP, przy założeniu pełnej dyspozycyjności zasobów sieciowych. (2) ZNZ obejmują: (2.1) Błąd prognozy zapotrzebowania na moc KSE; (2.2) Błąd prognozy generacji mocy przez MWE farm wiatrowych; (2.3) Błąd prognozy generacji mocy przez MWE farm fotowoltaicznych; (2.4) Odchylenie pomiędzy planowaną oraz rzeczywistą sumaryczną generacją mocy MWE i MEE nieuczestniczących aktywnie w RB, innych niż MWE farm wiatrowych i fotowoltaicznych; (2.5) Zmiana dostępnej dla OSP mocy JG; (2.6) Odchylenie pomiędzy planowaną oraz rzeczywistą wielkością wymiany międzysystemowej. 12.7 Zbiór OREB o jednolitej niepewności zbilansowania (1) OJNZ określa zbiór OREB, cechujący się zbliżonym rozkładem prawdopodobieństwa wystąpień ZNZ, wymienionych w pkt 12.6(2). (2) OSP wyznacza OJNZ na podstawie historycznych wystąpień zdarzeń i okoliczności zdefiniowanych jako ZNZ. (3) Podział OREB na OJNZ wyznacza się na podstawie następujących charakterystyk: (3.1) Sezonowej: (a) Sezon zimowy (grudzień, styczeń, luty); (b) Sezon przejściowy (marzec, kwiecień, październik, listopad); (c) Sezon letni (maj, czerwiec, lipiec, sierpień, wrzesień); (3.2) Typu dnia: (a) Dzień roboczy po dniu roboczym; (b) Dzień roboczy po dniu wolnym; (c) Dzień wolny; (3.3) Pory dnia, przypadającej w godzinach zależnych od sezonu i typu dnia, z zastrzeżeniem, że nowa doba handlowa zaczyna się bezpośrednio po godzinie 0.00 oraz podane przedziały są lewostronnie otwarte i prawostronnie domknięte: (a) Sezon zimowy: (i) Dni robocze po dniach roboczych: • Okres wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną: 4.00-7.00; • Szczyt 1 zapotrzebowania na energię elektryczną: 7.00-14.00; • Szczyt 2 zapotrzebowania na energię elektryczną: 14.00-21.00; • Dolina nocna: 0.00-4.00 i 21.00-0.00; (ii) Dni robocze po dniach wolnych: • Okres wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną: 4.00-7.00; • Szczyt 1 zapotrzebowania na energię elektryczną: 7.00-14.00; • Szczyt 2 zapotrzebowania na energię elektryczną: 14.00-21.00; • Dolina nocna: 0.00-4.00 i 21.00-0.00; (iii) Dni wolne: • Okres wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną: 5.00-9.00; • Szczyt 1 zapotrzebowania na energię elektryczną: 9.00-14.00; • Szczyt 2 zapotrzebowania na energię elektryczną: 14.00-21.00; • Dolina nocna: 0.00-5.00 i 21.00-0.00; (b) Sezon przejściowy: (i) Dni robocze po dniach roboczych: • Okres wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną: 5.00-7.00; • Szczyt 1 zapotrzebowania na energię elektryczną: 7.00-16.00; • Szczyt 2 zapotrzebowania na energię elektryczną: 16.00-21.00; • Dolina nocna: 0.00-5.00 i 21.00-0.00; (ii) Dni robocze po dniach wolnych: • Okres wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną: 4.00-7.00; • Szczyt 1 zapotrzebowania na energię elektryczną: 7.00-16.00; • Szczyt 2 zapotrzebowania na energię elektryczną: 16.00-22.00; • Dolina nocna: 0.00-4.00 i 22.00-0.00; (iii) Dni wolne: • Okres wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną: 5.00-8.00; • Szczyt 1 zapotrzebowania na energię elektryczną: 8.00-16.00; • Szczyt 2 zapotrzebowania na energię elektryczną: 16.00-21.00; • Dolina nocna: 0.00-5.00 i 21.00-0.00; (c) Sezon letni: (i) Dni robocze po dniach roboczych: • Okres wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną: 5.00-7.00; • Szczyt 1 zapotrzebowania na energię elektryczną: 7.00-17.00; • Szczyt 2 zapotrzebowania na energię elektryczną: 17.00-21.00; • Dolina nocna: 0.00-5.00 i 21.00-0.00; (ii) Dni robocze po dniach wolnych: • Okres wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną: 5.00-7.00; • Szczyt 1 zapotrzebowania na energię elektryczną: 7.00-17.00; • Szczyt 2 zapotrzebowania na energię elektryczną: 17.00-22.00; • Dolina nocna: 0.00-5.00 i 22.00-0.00; (iii) Dni wolne: • Okres wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną: 5.00-8.00; • Szczyt 1 zapotrzebowania na energię elektryczną: 8.00-17.00; • Szczyt 2 zapotrzebowania na energię elektryczną: 17.00-22.00; • Dolina nocna: 0.00-5.00 i 22.00-0.00.