### 13. Wyznaczanie Cen Mocy I Energii Bilansującej 13.1 Ceny mocy bilansujących (1) Cena mocy bilansującej nabytej w trybie podstawowym (CMBP), tj. w ramach RMB, jest wyznaczana dla każdego ONMBP i typu rezerwy mocy, dla których została nabyta moc bilansująca. CMBP dla danego ONMBP i typu rezerwy mocy jest równa najwyższej cenie ofertowej nabytej mocy bilansującej danego typu rezerwy mocy w trybie podstawowym dla danego ONMBP. (2) Cena mocy bilansującej nabytej w trybie uzupełniającym (CMBU), tj. w ramach ZPG, jest wyznaczana dla ONMBU równych OREB i typów rezerwy mocy, dla których miało miejsce nabycie mocy bilansującej w trybie uzupełniającym. CMBU dla danego OREB i typu rezerwy mocy jest równa najwyższej cenie ofertowej nabytej mocy bilansującej danego typu rezerwy mocy w ramach wszystkich iteracji ZPG dla danego OREB. (3) Cena niedostarczonej mocy bilansującej, która została odtworzona (CMBNO), dla danego typu rezerwy mocy, dla danego OREB jest równa CMBU wyznaczonej dla tego typu rezerwy mocy i tego OREB. (4) Cena niedostarczonej mocy bilansującej, która nie została odtworzona (CMBNN), dla danego typu rezerwy mocy, dla danego OREB, jest równa: (4.1) W przypadku FCRG, aFRRG, mFRRdG – większej z CMBP, CMBU odpowiednich dla danego typu rezerwy mocy i COR; (4.2) W przypadku FCRD, aFRRD, mFRRdD – większej z CMBP i CMBU odpowiednich dla danego typu rezerwy mocy; (4.3) W przypadku RRG – większej z CMBP dla RRG i COR; (4.4) W przypadku RRD – CMBP dla RRD; wyznaczonych dla danego OREB lub ONMBP obejmującego dany OREB. 13.2 Ceny energii bilansującej (1) Cena energii bilansującej aktywowanej na platformie aFRR (CEBaFRR) dla danego OAaFRR jest wyznaczana na platformie aFRR zgodnie z metodą wyceny energii bilansującej i międzyobszarowych zdolności przesyłowych wykorzystywanych do celów wymiany energii bilansującej lub obsługi procesu kompensowania niezbilansowań. CEBaFRR jest określana w zł/MWh z dokładnością do 0,01 zł/MWh i jest przeliczana z EUR/MWh na zł/MWh według średniego kursu Narodowego Banku Polskiego przyjętego do wyznaczenia ZOEBaFRRG i ZOEBaFRRD. (2) Cena energii bilansującej aktywowanej poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej (CEBPP) dla danego OREB, jest stosowana do rozliczeń energii bilansującej aktywowanej w ramach ZPG innej niż aktywowana na europejskich platformach wymiany energii bilansującej i jest równa sumie: (2.1) Ceny krańcowej oferty na energię bilansującą w planie BPKD/BO (CKOEB); (2.2) Ceny rezerwy operacyjnej (COR). (3) Cena krańcowej oferty na energię bilansującą w planie BPKD/BO dla danego OREB w zależności od zapotrzebowania na energię bilansującą w obszarze RB pokrytego przez energię aktywowaną poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej (ZEBPP), jest równa: (3.1) Najwyższej CDO z pasm przyjętych OEB wykorzystanych do pokrycia ZEBPP w planie BPKD/BO, jeżeli ZEBPP > 0; (3.2) Najniższej CDO z pasm przyjętych OEB wykorzystanych do pokrycia ZEBPP w planie BPKD/BO, jeżeli ZEBPP < 0; (3.3) Cenie unikniętej aktywacji energii bilansującej (CUA), o której mowa w pkt 13.3(6), jeżeli ZEBPP = 0. (4) Plan BPKD/BO jest wyznaczany dla poszczególnych OREB doby handlowej, jako minimalnokosztowy plan pokrycia pasmami ofertowymi JG, mocy odpowiadającej wielkości ZEBPP. (5) Przy tworzeniu planu BPKD/BO dla ZEBPP > 0 są uwzględniane: (5.1) Pasma mocy z przyjętych OEB w zakresie odpowiadającym energii bilansującej w górę aktywowanej poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej (dostawa na RB); (5.2) Pasma mocy z przyjętych OEB odpowiadające energii bilansującej w górę w zakresie w jakim nie zostały aktywowane oraz: (a) Były dostępne ze względu na warunki pracy sieci; oraz (b) Były dostępne ze względu na uwarunkowania pracy JG określone w pkt (7); (5.3) Pasma mocy z przyjętych OEB odpowiadające energii bilansującej w górę, o najniższych CDO, inne niż pasma mocy, o których mowa w pkt (5.1)-(5.2), które: (a) Były dostępne ze względu na warunki pracy sieci; oraz (b) Były dostępne ze względu na uwarunkowania pracy JG, określone w pkt (7.1), (7.2), (7.6) i (7.7); o łącznej mocy równej nieujemnej różnicy pomiędzy ZEBPP i sumą pasm mocy, o których mowa w pkt (5.1)-(5.2); (5.4) Pasmo mocy o najwyższej cenie CDO z pasm, o których mowa w pkt (6.1)-(6.2), w przypadku gdy suma mocy pasm, o których mowa w pkt (5.1)-(5.3), jest równa 0 MW. (6) Przy tworzeniu planu BPKD/BO dla ZEBPP < 0 są uwzględniane: (6.1) Pasma mocy z przyjętych OEB w zakresie odpowiadającym energii bilansującej w dół aktywowanej poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej (odbiór z RB); (6.2) Pasma mocy z przyjętych OEB odpowiadające energii bilansującej w dół w zakresie w jakim nie zostały aktywowane oraz: (a) Były dostępne ze względu na warunki pracy sieci; oraz (b) Były dostępne ze względu na uwarunkowania pracy JG określone w pkt (7); (6.3) Pasma mocy z przyjętych OEB odpowiadające energii bilansującej w dół, o najwyższych CDO, inne niż pasma mocy, o których mowa w pkt (6.1)-(6.2), które: (a) Były dostępne ze względu na warunki pracy sieci; oraz (b) Były dostępne ze względu na uwarunkowania pracy JG, określone w pkt (7.1), (7.2), (7.6) i (7.7); o łącznej mocy równej nieujemnej różnicy pomiędzy wartością bezwzględną ZEBPP i sumą pasm mocy, o których mowa w pkt (6.1)-(6.2); (6.4) Pasmo mocy o najniższej cenie CDO z pasm, o których mowa w pkt (5.1)-(5.2), w przypadku gdy suma mocy pasm, o których mowa w pkt (6.1)-(6.3), jest równa 0 MW. (7) Uwarunkowania pracy JG uwzględniane przy tworzeniu planu BPKD/BO obejmują: (7.1) Wartość ZWP albo ZUB z PPS odpowiednio do rodzaju JG; (7.2) Dyspozycyjność JG uwzględnioną w PPS; (7.3) Zakres mocy JG wymagany do świadczenia nominowanych mocy bilansujących FCR, aFRR i mFRRd; (7.4) Maksymalny gradient naboru i redukcji obciążenia bazowego JG; (7.5) Brak zmiany stanu JG – w przypadku JGW1 i JGM1; (7.6) Potencjał dostawy i potencjał odbioru – w przypadku JGM1 i JGM2; (7.7) Estymatę JG – w przypadku JGZ. (8) ZEBPP jest równe sumie ilości energii bilansującej aktywowanej poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej (EBPP) wszystkich JG skorygowanej o ilość energii wynikającej z następujących działań OSP: (8.1) Międzyoperatorskiej wymiany energii elektrycznej w ramach pomocy awaryjnej oraz redysponowania i zakupów przeciwnych; (8.2) Pozarynkowego redysponowania zasobów. (9) Plan BPKD/BO jest tworzony na podstawie danych przyjętych do tworzenia ostatniej wersji planu BPKD-DB i BPKD-CR z uwzględnieniem ograniczeń systemowych (BPKD/OS) oraz danych przyjętych do wyznaczenia zapotrzebowania ZEBPP pokrywanego w tym planie. 13.3 Cena energii niezbilansowania (1) Cena energii niezbilansowania (CEN) jest wyznaczana na podstawie stanu zakontraktowania KSE dla danego ORN, średniej ważonej ceny energii bilansującej oraz ceny SDAC dla tego ORN, w następujący sposób: ̅̅̅̅̅̅𝑡 ; 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑡 ) jeżeli 𝑆𝐾𝑡 > 0 i 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑡 ≠ 0 min(𝐶𝐸𝐵 (13.1) ̅̅̅̅̅̅𝑡 ; -0,01) min(𝐶𝐸𝐵 jeżeli 𝑆𝐾𝑡 > 0 i 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑡 = 0 𝐶𝐸𝑁𝑡 = ̅̅̅̅̅̅ 𝐶𝐸𝐵𝑡 jeżeli 𝑆𝐾𝑡 = 0 ̅̅̅̅̅̅ max(𝐶𝐸𝐵𝑡 ; 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑡 ) jeżeli 𝑆𝐾𝑡 < 0 i 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑡 ≠ 0 ̅̅̅̅̅̅𝑡 ; 0,01) { max(𝐶𝐸𝐵 jeżeli 𝑆𝐾𝑡 < 0 i 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑡 = 0 gdzie: 𝐶𝐸𝑁𝑡 – Cena energii niezbilansowania dla ORN t [zł/MWh] ̅̅̅̅̅̅ 𝐶𝐸𝐵𝑡 – Średnia ważona cena energii bilansującej dla ORN t [zł/MWh] 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑡 – Cena SDAC dla ORN t [zł/MWh] 𝑆𝐾𝑡 – Stan zakontraktowania KSE dla ORN t [MWh] (2) Cena SDAC dla danego ORN doby handlowej d jest równa, z zastrzeżeniem pkt (3), jednolitej cenie rozliczeniowej, o której mowa w art. 39 ust. 2 lit. a rozporządzenia 2015/1222, wyznaczonej w ramach procesu jednolitego łączenia rynków dnia następnego dla polskiego obszaru rynkowego i podstawowego okresu handlowego doby handlowej d zawierającego dany ORN, przeliczonej z EUR/MWh na zł/MWh według średniego kursu Narodowego Banku Polskiego dla doby d-1, a jeżeli kurs dla tej doby nie został opublikowany, to z ostatniej doby poprzedzającej dobę d-1, dla której ten kurs został opublikowany. (3) W przypadku gdy nie jest dostępna dla OSP jednolita cena rozliczeniowa, o której mowa w art. 39 ust. 2 lit. a rozporządzenia 2015/1222, dla polskiego obszaru rynkowego dla podstawowego okresu handlowego doby handlowej d zawierającego dany ORN, to cena SDAC dla tego ORN jest wyznaczana przez OSP na podstawie danych, o których mowa w pkt 9.2.9 i 9.2.10, przekazanych OSP przez NEMO, w następujący sposób: (3.1) Jeżeli dla podstawowego okresu handlowego doby handlowej d zawierającego dany ORN co najmniej jeden NEMO przekazał OSP dane, o których mowa w pkt 9.2.9 i niezerowe dane, o których mowa w pkt 9.2.10, to: ∑𝑖∈𝑍𝑁 𝐸𝑖𝑡𝑆 ∙ 𝐶𝑖𝑡 (13.2) 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑡 = ∑𝑖∈𝑍𝑁 𝐸𝑖𝑡𝑆 gdzie: 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑡 – Cena SDAC dla ORN t [zł/MWh] 𝐸𝑖𝑡𝑆 – Ilość energii elektrycznej sprzedanej w ramach aukcji rynku dnia następnego w polskim obszarze rynkowym dla OZDSDAC doby handlowej d odpowiadającego ORN t w wyniku skojarzenia przez i- tego NEMO ofert kupna i sprzedaży zgłoszonych w ramach bramki, o której mowa w art. 47 rozporządzenia 2015/1222 [MWh] 𝐶𝑖𝑡 – Cena rozliczeniowa 𝐸𝑖𝑡𝑆 , przeliczona z EUR/MWh na zł/MWh według średniego kursu Narodowego Banku Polskiego dla doby d-1, a jeżeli kurs dla tej doby nie został opublikowany, to z ostatniej doby poprzedzającej dobę d-1, dla której ten kurs został opublikowany [zł/MWh] 𝑍𝑁 – Zbiór NEMO działających w polskim obszarze rynkowym (3.2) W przeciwnym przypadku, cena SDAC dla danego ORN jest równa cenie SDAC dla ORN doby handlowej d-1 o tym samym numerze, z uwzględnieniem zmiany czasu w przypadku gdy zmiana czasu ma miejsce w dobie d-1 lub d. (4) Stan zakontraktowania KSE (SK) dla danego ORN jest równy sumie energii niezbilansowania wszystkich JB, z wyłączeniem JBWMO, skorygowanej o wielkość, o której mowa w pkt 13.2(8.2). (5) Średnia ważona cena energii bilansującej dla danego ORN jest wyznaczana według następujących zasad: (5.1) Jeżeli SKt > 0 oraz: (a) Jest spełniony następujący warunek: min(0; 𝑍𝐸𝐵𝑡𝑃𝑃 ) + ∑ min(0; 𝑃𝑍𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 ) ≠ 0 𝜏∈𝑇𝑡 to: min(0; 𝑍𝐸𝐵𝑡𝑃𝑃 ) ⋅ 𝐶𝐸𝐵𝑡𝑃𝑃 + ∑𝜏∈𝑇𝑡 min(0; 𝑃𝑍𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 ) ⋅ 𝐶𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 (13.3) ̅̅̅̅̅̅ 𝐶𝐸𝐵𝑡 = min(0; 𝑍𝐸𝐵𝑡𝑃𝑃 ) + ∑𝜏∈𝑇𝑡 min(0; 𝑃𝑍𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 ) (b) Jest spełniony następujący warunek: min(0; 𝑍𝐸𝐵𝑡𝑃𝑃 ) + ∑ min(0; 𝑃𝑍𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 ) = 0 𝜏∈𝑇𝑡 to: ̅̅̅̅̅̅ 𝐶𝐸𝐵𝑡 = 𝐶𝑈𝐴𝑡 + 𝐶𝑂𝑅𝑡 (13.4) (5.2) Jeżeli SKt < 0 oraz: (a) Jest spełniony następujący warunek: max(0; 𝑍𝐸𝐵𝑡𝑃𝑃 ) + ∑ max(0; 𝑃𝑍𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 ) ≠ 0 𝜏∈𝑇𝑡 to: max(0; 𝑍𝐸𝐵𝑡𝑃𝑃 ) ⋅ 𝐶𝐸𝐵𝑡𝑃𝑃 + ∑𝜏∈𝑇𝑡 max(0; 𝑃𝑍𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 ) ⋅ 𝐶𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 (13.5) ̅̅̅̅̅̅ 𝐶𝐸𝐵𝑡 = max(0; 𝑍𝐸𝐵𝑡𝑃𝑃 ) + ∑𝜏∈𝑇𝑡 max(0; 𝑃𝑍𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 ) (b) Jest spełniony następujący warunek: max(0; 𝑍𝐸𝐵𝑡𝑃𝑃 ) + ∑ max(0; 𝑃𝑍𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 ) = 0 𝜏∈𝑇𝑡 to: ̅̅̅̅̅̅ 𝐶𝐸𝐵𝑡 = 𝐶𝑈𝐴𝑡 + 𝐶𝑂𝑅𝑡 (13.6) (5.3) Jeżeli SKt = 0 to: ̅̅̅̅̅̅𝑡 = 𝐶𝑈𝐴𝑡 + 𝐶𝑂𝑅𝑡 𝐶𝐸𝐵 (13.7) gdzie: ̅̅̅̅̅̅ 𝐶𝐸𝐵𝑡 – Średnia ważona cena energii bilansującej dla ORN t [zł/MWh] 𝐶𝑈𝐴𝑡 – Cena unikniętej aktywacji energii bilansującej dla ORN t [zł/MWh] 𝐶𝑂𝑅𝑡 – Cena rezerwy operacyjnej dla OREB odpowiadającego ORN t [zł/MWh] 𝑍𝐸𝐵𝑡𝑃𝑃 – Zapotrzebowanie na energię bilansującą pokryte w obszarze RB przez energię aktywowaną poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej dla OREB odpowiadającego ORN t [MWh] 𝑃𝑍𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 – Zapotrzebowanie na energię bilansującą pokryte w obszarze RB przez energię wynikającą z aktywacji aFRR na platformie aFRR dla OAaFRR τ zawierającego się w ORN t [MWh] 𝐶𝐸𝐵𝑡𝑃𝑃 – Cena energii bilansującej aktywowanej poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej dla OREB odpowiadającego ORN t [zł/MWh] 𝐶𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 – Cena energii bilansującej aktywowanej na platformie aFRR dla OAaFRR τ zawierającego się w ORN t [zł/MWh] 𝑇𝑡 – Zbiór OAaFRR należących do ORN t (6) Cena unikniętej aktywacji energii bilansującej (CUA) dla danego ORN jest równa: (6.1) Najniższej CDO z pasm mocy, o których mowa w pkt 13.2(5), jeżeli SK < 0; (6.2) Najwyższej CDO z pasm mocy, o których mowa w pkt 13.2(6), jeżeli SK > 0; (6.3) Średniej arytmetycznej cen, o których mowa w pkt (6.1) i (6.2), jeżeli SK = 0.