14.6 Rozliczenia rezerwy operacyjnej 14.6.1 Rozliczenia ilościowe dla OREB (1) Przedmiotem rozliczenia jest rezerwa operacyjna JG w podziale na: (1.1) Rezerwę operacyjną JG wynikającą z aktywacji aFRRD na platformie aFRR (RORaFRR); (1.2) Rezerwę operacyjną JG, ponad wielkość rezerwy operacyjnej z pkt (1.1), nieobjętą dostarczonymi mocami bilansującymi w górę, które nie zostały zastąpione, zwolnione albo wykonane (RORPP). (2) RORaFRR dla danej JG i danego OREB jest wyznaczana na podstawie energii bilansującej danej JG wynikającej z aktywacji aFRRD na platformie aFRR w następujący sposób: 𝑎𝐹𝑅𝑅 −𝐸𝐵𝑗𝑡𝑁𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝐷 (14.112) 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 = ∆𝑡 gdzie: 𝑎𝐹𝑅𝑅 – Rezerwa operacyjna JG j podlegająca rozliczeniu dla OREB t, 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 wynikająca z aktywacji aFRRD na platformie aFRR [MW] 𝐸𝐵𝑗𝑡𝑁𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝐷 – Energia bilansująca JG j dla OREB t wynikająca z aktywacji aFRRD na platformie aFRR [MWh] ∆𝑡 – Czas trwania OREB [h] (3) RORPP dla danej JG i danego OREB jest równa nieujemnej różnicy: (3.1) Rezerwy operacyjnej danej JG, wyznaczonej zgodnie z pkt 12.2, nieobjętej dostarczonymi mocami bilansującymi w górę, które nie zostały zastąpione, zwolnione albo wykonane (ROR); oraz (3.2) RORaFRR danej JG, wyznaczonej zgodnie z pkt (2); wyznaczonej zgodnie z następującym wzorem: 𝑃𝑃 𝑎𝐹𝑅𝑅 (14.116) 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 = max(0; 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 − 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 ) (14.117) 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 = max (0; 𝑅𝑂𝑗𝑡 − ∑ (𝑀𝐵𝐷𝑗𝑡𝑟 − 𝑀𝐵𝑍𝑗𝑡𝑟 − 𝑀𝐵𝑍𝑊𝑗𝑡𝑟 ) 𝑟∈𝑅 𝐺 𝐸𝐵𝑗𝑡 + max (0; min ( ; ∑ 𝑀𝐵𝑊𝑗𝑡𝑟 − ∑ 𝑀𝐵𝑊𝑗𝑡𝑟 ))) ∆𝑡 𝐺 𝐷 𝑟∈𝑅 𝑟∈𝑅 gdzie: 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡𝑃𝑃 – Rezerwa operacyjna JG j podlegająca rozliczeniu dla OREB t, niewynikająca z aktywacji energii bilansującej na europejskich platformach wymiany energii bilansującej [MW] 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 – Rezerwa operacyjna JG j dla OREB t nieobjęta dostarczonymi mocami bilansującymi w górę, które nie zostały zastąpione, zwolnione albo wykonane [MW] 𝑎𝐹𝑅𝑅 – Rezerwa operacyjna JG j podlegająca rozliczeniu dla OREB t, 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 wynikająca z aktywacji aFRRD na platformie aFRR [MW] 𝑅𝑂𝑗𝑡 – Rezerwa operacyjna JG j dla OREB t [MW] 𝑀𝐵𝐷𝑗𝑡𝑟 – Moc bilansująca typu r dostarczona przez JG j dla OREB t [MW] 𝑀𝐵𝑍𝑗𝑡𝑟 – Moc bilansująca typu r zastąpiona na JG j dla OREB t [MW] 𝑀𝐵𝑍𝑊𝑗𝑡𝑟 – Moc bilansująca typu r zwolniona na JG j dla OREB t [MW] 𝑀𝐵𝑊𝑗𝑡𝑟 – Moc bilansująca typu r wykonana przez JG j dla OREB t [MW] 𝐸𝐵𝑗𝑡 – Energia bilansująca JG j dla OREB t [MWh] ∆𝑡 – Czas trwania OREB [h] 𝑅𝐺 – Zbiór typów rezerwy mocy w górę: 𝑅 𝐺 = {𝐹𝐶𝑅 𝐺 , 𝑎𝐹𝑅𝑅 𝐺 , 𝑚𝐹𝑅𝑅𝑑 𝐺 , 𝑅𝑅 𝐺 } 𝑅𝐷 – Zbiór typów rezerwy mocy w dół: 𝑅 𝐷 = {𝐹𝐶𝑅 𝐷 , 𝑎𝐹𝑅𝑅 𝐷 , 𝑚𝐹𝑅𝑅𝑑𝐷 , 𝑅𝑅 𝐷 } 14.6.2 Ceny rozliczeniowe dla OREB (1) Rozliczenie rezerwy operacyjnej danej JG dla danego OREB odbywa się według następujących cen: (1.1) ̅̅̅̅̅̅𝑎𝐹𝑅𝑅 wyznaczonej w następujący sposób, pod warunkiem niezerowej Ceny 𝐶𝑂𝑅 wartości RORaFRR: 𝑁𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅 𝐷 ∑𝜏∈𝑇𝑡 𝐶𝑂𝑅𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 ⋅ 𝑀𝐵𝐴𝑗𝜏 (14.118) ̅̅̅̅̅̅𝑗𝑡 𝐶𝑂𝑅 𝑎𝐹𝑅𝑅 = 𝐷 𝑁𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅 ∑𝜏∈𝑇𝑡 𝑀𝐵𝐴𝑗𝜏 gdzie: ̅̅̅̅̅̅𝑗𝑡 𝐶𝑂𝑅 𝑎𝐹𝑅𝑅 – Cena rezerwy operacyjnej dla JG j dla OREB t wynikającej z aktywacji aFRRD na platformie aFRR [zł/MWh] 𝐶𝑂𝑅𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 – Prognozowana cena rezerwy operacyjnej dla OAaFRR τ uwzględniona: • Zgodnie z pkt 10.4(9.2) w cenie najdroższego pasma ZOEBaFRRG, którego cena jest mniejsza lub równa 𝐶𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 , jeżeli 𝐶𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 wynika z aktywacji energii bilansującej z aFRRG; • Zgodnie z pkt 10.4(10.2) w cenie najtańszego pasma ZOEBaFRRD, którego cena jest większa lub równa 𝐶𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 , jeżeli 𝐶𝐸𝐵𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 wynika z aktywacji energii bilansującej z aFRRD. W przypadku braku pasma mocy spełniającego powyższe warunki, 𝐶𝑂𝑅𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 jest równa prognozowanej cenie rezerwy operacyjnej na moment wyznaczania ZOEBaFRRG i ZOEBaFRRD [zł/MWh] 𝑁𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅 𝑀𝐵𝐴𝑗𝜏 𝐷 – Moc bilansująca aFRRD aktywowana na JG j dla OAaFRR τ na platformie aFRR (𝑍𝑈𝜏𝑎𝐹𝑅𝑅 =1) [MW] 𝑇𝑡 – Zbiór OAaFRR należących do OREB t (1.2) Ceny COR wyznaczonej w sposób określony w pkt 12.5(1). 14.6.3 Rozliczenia wartościowe dla OREB (1) Należność za rezerwę operacyjną (NROaFRR) danej JG podlegającą rozliczeniu dla danego OREB, wynikającą z aktywacji aFRRD na platformie aFRR jest równa: 𝑎𝐹𝑅𝑅 ̅̅̅̅̅̅ 𝑎𝐹𝑅𝑅 𝑁𝑅𝑂𝑗𝑡𝑎𝐹𝑅𝑅 = 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 ⋅ 𝐶𝑂𝑅𝑗𝑡 ⋅ Δ𝑡 (14.119) gdzie: 𝑁𝑅𝑂𝑗𝑡𝑎𝐹𝑅𝑅 – Należność za rezerwę operacyjną JG j podlegającą rozliczeniu dla OREB t, wynikającą z aktywacji aFRRD na platformie aFRR [zł] ̅̅̅̅̅̅𝑗𝑡 𝐶𝑂𝑅 𝑎𝐹𝑅𝑅 – Cena rezerwy operacyjnej dla JG j dla OREB t wynikającej z aktywacji aFRRD na platformie aFRR [zł/MWh] 𝑎𝐹𝑅𝑅 – Rezerwa operacyjna JG j podlegająca rozliczeniu dla OREB t, 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 wynikająca z aktywacji aFRRD na platformie aFRR [MW] ∆𝑡 – Czas trwania OREB [h] (2) Należność za rezerwę operacyjną danej JG podlegającą rozliczeniu dla danego OREB, niewynikającą z aktywacji energii bilansującej na europejskich platformach wymiany energii bilansującej (NROPP) jest równa: 𝑁𝑅𝑂𝑗𝑡𝑃𝑃 = 𝐶𝑂𝑅𝑡 ⋅ 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 𝑃𝑃 ⋅ ∆𝑡 (14.120) gdzie: 𝑁𝑅𝑂𝑗𝑡𝑃𝑃 – Należność za rezerwę operacyjną JG j podlegającą rozliczeniu dla OREB t, niewynikającą z aktywacji energii bilansującej na europejskich platformach wymiany energii bilansującej [zł] 𝐶𝑂𝑅𝑡 – Cena rezerwy operacyjnej dla OREB t [zł/MWh] 𝑃𝑃 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 – Rezerwa operacyjna JG j podlegająca rozliczeniu dla OREB t, niewynikająca z aktywacji energii bilansującej na europejskich platformach wymiany energii bilansującej [MW] ∆𝑡 – Czas trwania OREB [h] (3) Należność za rezerwę operacyjną (NRO) danej JG dla danego OREB jest równa sumie: (3.1) Należności za rezerwę operacyjną danej JG podlegającą rozliczeniu dla danego OREB, wynikającą z aktywacji aFRRD na platformie aFRR; (3.2) Należności za rezerwę operacyjną danej JG podlegającą rozliczeniu dla danego OREB, niewynikającą z aktywacji energii bilansującej na europejskich platformach wymiany energii bilansującej: 𝑁𝑅𝑂𝑗𝑡 = 𝑁𝑅𝑂𝑗𝑡𝑎𝐹𝑅𝑅 + 𝑁𝑅𝑂𝑗𝑡𝑃𝑃 (14.121) gdzie: 𝑁𝑅𝑂𝑗𝑡 – Należność za rezerwę operacyjną JG j dla OREB t [zł] 𝑁𝑅𝑂𝑗𝑡𝑎𝐹𝑅𝑅 – Należność za rezerwę operacyjną JG j podlegającą rozliczeniu dla OREB t, wynikającą z aktywacji aFRRD na platformie aFRR [zł] 𝑁𝑅𝑂𝑗𝑡𝑃𝑃 – Należność za rezerwę operacyjną JG j podlegającą rozliczeniu dla OREB t, niewynikającą z aktywacji energii bilansującej na europejskich platformach wymiany energii bilansującej [zł] 14.6.4 Rozliczenia ilościowe dobowe (1) Dla każdej JG jest wyznaczana dobowa wielkość rozliczanej rezerwy operacyjnej (RORD), jako suma wielkości rezerwy operacyjnej podlegającej rozliczeniu dla OREB danej doby handlowej: 𝑃𝑃 𝑅𝑂𝑅𝐷𝑗𝑑 = ∑ (𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 𝑎𝐹𝑅𝑅 + 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 ) ⋅ ∆𝑡 (14.122) 𝑡∈𝑇𝑑 gdzie: 𝑅𝑂𝑅𝐷𝑗𝑑 – Wielkość rozliczanej rezerwy operacyjnej JG j dla doby handlowej d [MW-h] 𝑃𝑃 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 – Rezerwa operacyjna JG j podlegająca rozliczeniu dla OREB t, niewynikająca z aktywacji energii bilansującej na europejskich platformach wymiany energii bilansującej [MW] 𝑎𝐹𝑅𝑅 – Rezerwa operacyjna JG j podlegająca rozliczeniu dla OREB t, 𝑅𝑂𝑅𝑗𝑡 wynikająca z aktywacji aFRRD na platformie aFRR [MW] ∆𝑡 – Czas trwania OREB [h] 𝑇𝑑 – Zbiór OREB doby handlowej d 14.6.5 Rozliczenia wartościowe dobowe (1) Dla każdej JG jest wyznaczana dobowa należność za rezerwę operacyjną (NROD), jako suma należności za rezerwę operacyjną dla OREB danej doby handlowej: 𝑁𝑅𝑂𝐷𝑗𝑑 = ∑ 𝑁𝑅𝑂𝑗𝑡 (14.123) 𝑡∈𝑇𝑑 gdzie: ### 14. Rozliczenia Dostawców Usług Bilansujących 𝑁𝑅𝑂𝐷𝑗𝑑 – Należność za rezerwę operacyjną JG j dla doby handlowej d [zł] 𝑁𝑅𝑂𝑗𝑡 – Należność za rezerwę operacyjną JG j dla OREB t [zł] 𝑇𝑑 – Zbiór OREB doby handlowej d 14.6.6 Ceny rozliczeniowe dobowe (1) Dla każdej JG jest wyznaczana cena dobowa rezerwy operacyjnej (CORD), pod warunkiem niezerowej wartości tej rezerwy: 𝑁𝑅𝑂𝐷𝑗𝑑 (14.124) 𝐶𝑂𝑅𝐷𝑗𝑑 = 𝑅𝑂𝑅𝐷𝑗𝑑 gdzie: 𝐶𝑂𝑅𝐷𝑗𝑑 – Cena dobowa rezerwy operacyjnej JG j dla doby handlowej d [zł/MW-h] 𝑁𝑅𝑂𝐷𝑗𝑑 – Należność za rezerwę operacyjną JG j dla doby handlowej d [zł] 𝑅𝑂𝑅𝐷𝑗𝑑 – Wielkość rozliczanej rezerwy operacyjnej JG j dla doby handlowej d [MW-h] 14.6.7 Rozliczenia ilościowe dekadowe (1) Dla każdej JG każdego DUB jest wyznaczana dekadowa wielkość rozliczanej rezerwy operacyjnej (RORE), jako suma wielkości rozliczanej rezerwy operacyjnej dla kolejnych dób handlowych dekady: 𝑅𝑂𝑅𝐸𝑗𝑒 = ∑ 𝑅𝑂𝑅𝐷𝑗𝑑 (14.125) 𝑑∈𝐷𝑒 gdzie: 𝑅𝑂𝑅𝐸𝑗𝑒 – Wielkość rozliczanej rezerwy operacyjnej JG j dla dekady e [MW-h] 𝑅𝑂𝑅𝐷𝑗𝑑 – Wielkość rozliczanej rezerwy operacyjnej JG j dla doby handlowej d [MW-h] 𝐷𝑒 – Zbiór dób handlowych dekady e 14.6.8 Rozliczenia wartościowe dekadowe (1) Dla każdej JG każdego DUB jest wyznaczana dekadowa należność za rezerwę operacyjną (NROE), jako suma należności za rezerwę operacyjną dla kolejnych dób handlowych dekady: 𝑁𝑅𝑂𝐸𝑗𝑒 = ∑ 𝑁𝑅𝑂𝐷𝑗𝑑 (14.126) 𝑑∈𝐷𝑒 gdzie: 𝑁𝑅𝑂𝐸𝑗𝑒 – Należność za rezerwę operacyjną JG j dla dekady e [zł] 𝑁𝑅𝑂𝐷𝑗𝑑 – Należność za rezerwę operacyjną JG j dla doby handlowej d [zł] 𝐷𝑒 – Zbiór dób handlowych dekady e 14.6.9 Ceny rozliczeniowe dekadowe (1) Dla każdej JG każdego DUB jest wyznaczana cena dekadowa rezerwy operacyjnej (CORE), pod warunkiem niezerowej wartości tej rezerwy: 𝑁𝑅𝑂𝐸𝑗𝑒 (14.127) 𝐶𝑂𝑅𝐸𝑗𝑒 = 𝑅𝑂𝑅𝐸𝑗𝑒 gdzie: 𝐶𝑂𝑅𝐸𝑗𝑒 – Cena dekadowa rezerwy operacyjnej JG j dla dekady e [zł/MW-h] 𝑁𝑅𝑂𝐸𝑗𝑒 – Należność za rezerwę operacyjną JG j dla dekady e [zł] 𝑅𝑂𝑅𝐸𝑗𝑒 – Wielkość rozliczanej rezerwy operacyjnej JG j dla dekady e [MW-h] 14.7 Korekty uzupełniające cen energii bilansującej (1) Korekta uzupełniająca cen energii bilansującej (korekta uzupełniająca) jest wyznaczana dla każdej JG na podstawie: (1.1) Wartości rozliczeń energii bilansującej bez korekty uzupełniającej oraz, w określonych przypadkach, wartości rozliczeń mocy bilansujących i rezerwy operacyjnej; (1.2) Kosztów dostawy lub odbioru energii bilansującej; (1.3) Zmiany kosztów uruchomień JGW1 na skutek poleceń OSP. (2) OSP wyznacza wartość korekty uzupełniającej dla danej JG w podziale na grupy OREB w danej dobie handlowej, określone zgodnie z pkt (3)-(6). (3) Dla JGW2, JGM2, JGO, JGZ1, JGZ2, JGZ3 i JGA wartość korekty uzupełniającej jest wyznaczana indywidualnie dla każdego OREB danej doby handlowej, tj. każdy OREB stanowi osobną grupę. (4) Dla JGW1, dla której zgodnie z pkt 14.9.5, ceny za uruchomienie dla danej doby handlowej są większe niż 0 zł, podział OREB danej doby na grupy jest określany według następujących zasad: (4.1) Osobną grupę tworzy każdy OREB, dla którego stan JGW1 z PPZ i PPS jest równy P dla co najmniej jednego OPCR danego OREB; (4.2) Wszystkie OREB, które nie tworzą osobnych grup zgodnie z pkt (4.1), tworzą jedną grupę. (5) Dla JGW1, dla której nie są wyznaczane ceny za uruchomienie dla danej doby handlowej lub ceny te są równe 0 zł, podział OREB danej doby handlowej na grupy jest określany według następujących zasad: (5.1) Osobną grupę tworzy każdy OREB, dla którego stan JGW1 z PPZ i PPS jest równy P dla co najmniej jednego OPCR danego OREB; (5.2) Osobną grupę tworzy każdy OREB, dla którego stan JGW1 z PPS dla danego OREB i stan JGW1 dla sąsiednich OREB nie były zależne ze względu na parametry techniczne tej JGW1. Stan JGW1 dla danego OREB jest zależny od sąsiedniego OREB ze względu na parametry techniczne JGW1, w przypadku gdy: (a) Dla danego OREB stan JGW1 jest równy UG, UC, UZ lub UD i czas uruchamiania jest dłuższy niż 15 min lub minimalny czas pracy JGW1 jest różny od 0; (b) Dany OREB jest objęty ograniczeniem na minimalny czas pracy JGW1; (c) Dany OREB jest objęty ograniczeniem na minimalny czas postoju JGW1 po którym może nastąpić uruchamianie ze stanu gorącego; (5.3) Następujące po sobie OREB, które nie tworzą osobnych grup zgodnie z pkt (5.1) i (5.2), tworzą jedną grupę. (6) Dla JGM1 podział OREB danej doby handlowej na grupy jest określany według następujących zasad: (6.1) Osobną grupę tworzy każdy OREB, dla którego: (a) Stan JGM1 z PPZ i PPS jest równy PG dla co najmniej jednego OPCR danego OREB; albo (b) Stan JGM1 z PPZ i PPS jest równy PP dla co najmniej jednego OPCR danego OREB; (6.2) Osobną grupę tworzy każdy OREB, dla którego stan JGM1 z PPS dla danego OREB i stan JGM1 dla sąsiednich OREB nie były zależne ze względu na parametry techniczne tej JGM1. Stan JGM1 dla danego OREB jest zależny od sąsiedniego OREB ze względu na parametry techniczne JGM1, w przypadku gdy: (a) Dla danego OREB stan JGM1 jest równy UG albo UP i minimalny czas pracy JGM1 odpowiednio w kierunku generacji albo poboru jest różny od 0; (b) Dany OREB jest objęty ograniczeniem na minimalny czas pracy JGM1 w kierunku generacji; (c) Dany OREB jest objęty ograniczeniem na minimalny czas pracy JGM1 w kierunku poboru; (d) Dany OREB jest objęty ograniczeniem na minimalny czas postoju JGM1; (e) Stan JGM1 z PPZ jest równy UG albo PG, stan JGM1 z PPS jest równy R i dla danego OREB nie było możliwe uruchomienie JGM1 w kierunku generacji ze względu na maksymalną liczbę uruchomień JGM1 do pracy w kierunku generacji w dobie; (f) Stan JGM1 z PPZ jest równy UP albo PP, stan JGM1 z PPS jest równy R i dla danego OREB nie było możliwe uruchomienie JGM1 w kierunku poboru ze względu na maksymalną liczbę uruchomień JGM1 do pracy w kierunku poboru w dobie; (6.3) Następujące po sobie OREB, które nie tworzą osobnych grup zgodnie z pkt (6.1) i (6.2), tworzą jedną grupę. (7) Korekta uzupełniająca cen energii bilansującej (ΔCEB) dla danego OREB jest równa wartości korekty uzupełniającej cen energii bilansującej dla grupy OREB, do której należy ten OREB. (8) Korekta uzupełniająca cen energii bilansującej (ΔCEB) dla danej JG i danej grupy OREB, za wyjątkiem przypadku, o którym mowa w pkt (4.2), jest wyznaczana w następujący sposób, pod warunkiem niezerowej sumy wartości bezwzględnych energii bilansującej: max (0; ∑𝑡∈𝑇𝑗𝑔 (𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡 − 𝑁𝐾𝑈𝑗𝑡 )) (14.128) Δ𝐶𝐸𝐵𝑗𝑔 = ∑𝑡∈𝑇𝑗𝑔 (|𝐸𝐵𝑗𝑡𝑃𝑃 | + |𝐸𝐵𝑗𝑡𝑁𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝐺 | + |𝐸𝐵𝑗𝑡𝑁𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝐷 |) gdzie: Δ𝐶𝐸𝐵𝑗𝑔 – Korekta uzupełniająca cen energii bilansującej JG j dla grupy OREB g [zł/MWh] 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡 – Koszty dostawy lub odbioru energii bilansującej JG j dla OREB t [zł] 𝑁𝐾𝑈𝑗𝑡 – Należności uwzględnione przy wyznaczaniu korekty uzupełniającej cen energii bilansującej JG j dla OREB t [zł] 𝐸𝐵𝑗𝑡𝑃𝑃 – Energia bilansująca JG j dla OREB t aktywowana poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej [MWh] 𝐸𝐵𝑗𝑡𝑁𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝐺 – Energia bilansująca JG j dla OREB t wynikająca z aktywacji aFRRG na platformie aFRR [MWh] 𝐸𝐵𝑗𝑡𝑁𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝐷 – Energia bilansująca JG j dla OREB t wynikająca z aktywacji aFRRD na platformie aFRR [MWh] 𝑇𝑗𝑔 – Grupa OREB g dla JG j (9) Korekta uzupełniająca cen energii bilansującej (ΔCEB) dla danej JGW1 i danej grupy OREB, w przypadku o którym mowa w pkt (4.2), jest wyznaczana w następujący sposób: (9.1) W przypadku gdy dla danej JGW1 suma wartości bezwzględnych energii bilansującej dla OREB należących do danej grupy OREB jest niezerowa: max (min(0; Δ𝐾𝑈𝑗𝑔 ); ∑𝑡∈𝑇𝑗𝑔(𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡 − 𝑁𝐾𝑈𝑗𝑡 ) + Δ𝐾𝑈𝑗𝑔 ) (14.129) Δ𝐶𝐸𝐵𝑗𝑔 = ∑𝑡∈𝑇𝑗𝑔 (|𝐸𝐵𝑗𝑡𝑃𝑃 | + |𝐸𝐵𝑗𝑡𝑁𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝐺 | + |𝐸𝐵𝑗𝑡𝑁𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝐷 |) gdzie: Δ𝐶𝐸𝐵𝑗𝑔 – Korekta uzupełniająca cen energii bilansującej JG j dla grupy OREB g [zł/MWh] 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡 – Koszty dostawy lub odbioru energii bilansującej JG j dla OREB t [zł] 𝑁𝐾𝑈𝑗𝑡 – Należności uwzględnione przy wyznaczaniu korekty uzupełniającej cen energii bilansującej JG j dla OREB t [zł] Δ𝐾𝑈𝑗𝑔 – Różnica kosztów uruchomień wynikających z PPS oraz PPZ dla JG j dla grupy OREB g [zł] 𝐸𝐵𝑗𝑡𝑃𝑃 – Energia bilansująca JG j dla OREB t aktywowana poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej [MWh] 𝐸𝐵𝑗𝑡𝑁𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝐺 – Energia bilansująca JG j dla OREB t wynikająca z aktywacji aFRRG na platformie aFRR [MWh] 𝐸𝐵𝑗𝑡𝑁𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝐷 – Energia bilansująca JG j dla OREB t wynikająca z aktywacji aFRRD na platformie aFRR [MWh] 𝑇𝑗𝑔 – Grupa OREB g dla JG j (9.2) W przeciwnym przypadku, korekta uzupełniająca cen energii bilansującej dla JG j i grupy OREB g jest równa 0 zł/MWh (Δ𝐶𝐸𝐵𝑗𝑔 = 0), a dodatnia wartość różnicy kosztów uruchomień wynikających z PPS oraz PPZ (KU) dla JG j dla grupy OREB g jest uwzględniana przy wyznaczaniu korekty uzupełniającej cen energii bilansującej dla JG j i kolejnej grupy OREB, o której mowa w pkt (4.2), dla której suma wartości bezwzględnych energii bilansującej danej JG j jest niezerowa. (10) Koszt dostawy lub odbioru energii bilansującej (KEB) dla danej JG i danego OREB jest wyznaczany według następujących zasad: 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡 = 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝐷𝑏𝐶𝑂𝑅 + 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝐷𝑃𝑃𝑧𝐶𝑂𝑅 + 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝑂 + 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝐷𝑃𝑃_𝐵𝐺 + 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝑂𝑃𝑃_𝐵𝐺 (14.130) (10.1) Dla dostawy energii bilansującej na RB zrealizowanej z mocy: (i) innej niż moc, o której mowa w pkt (10.4) oraz (ii) która nie podlegałyby rozliczeniu z tytułu rezerwy operacyjnej w przypadku realizacji PPZ, koszt KEBDbCOR jest wyznaczany w następujący sposób: 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝐷𝑏𝐶𝑂𝑅 = ∑ (min(𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡 ; 𝐶𝐷𝑂𝑗𝑡 ) ⋅ max(0; 𝐸𝐵𝑗𝑡 )) (14.131) 𝐷𝑏𝐶𝑂𝑅 ∈𝐾𝑗𝑡 (10.2) Dla dostawy energii bilansującej na RB aktywowanej poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej, zrealizowanej z mocy: (i) innej niż moc o której mowa w pkt (10.4) oraz (ii) która podlegałaby rozliczeniu z tytułu rezerwy operacyjnej w przypadku realizacji PPZ, koszt KEBDPPzCOR jest wyznaczany w następujący sposób: 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝐷𝑃𝑃𝑧𝐶𝑂𝑅 = ∑ (min(𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡 , 𝐶𝐷𝑂𝑗𝑡 ) + 𝐶𝑂𝑅𝑡 ) ⋅ max(0; 𝐸𝐵𝑗𝑡𝑃𝑃 ) (14.133) 𝐷𝑃𝑃𝑧𝐶𝑂𝑅 ∈𝐾𝑗𝑡 (10.3) Dla odbioru energii bilansującej z RB zrealizowanego z mocy innej niż moc, o której mowa w pkt (10.5), koszt KEBO jest wyznaczany w następujący sposób: 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝑂 = ∑ max(𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡 , 𝐶𝐷𝑂𝑗𝑡 ) ⋅ min(0; 𝐸𝐵𝑗𝑡 ) (14.134) 𝑂 ∈𝐾𝑗𝑡 (10.4) Dla dostawy energii bilansującej na RB aktywowanej poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej, związanej z redukcją poboru na podstawie postanowień umowy przesyłania dotyczących braku gwarantowania wyprowadzenia albo poboru mocy, koszt KEBDPP_BG jest wyznaczany w następujący sposób: 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝐷𝑃𝑃_𝐵𝐺 = ∑ min(𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡 ; 𝐶𝐷𝑂𝑗𝑡 ; 𝐶𝑊𝐾𝑗𝑡𝑃𝑃 ) ⋅ max(0; 𝐸𝐵𝑗𝑡𝑃𝑃 ) (14.136) 𝐷𝑃𝑃_𝐵𝐺 ∈𝐾𝑗𝑡 (10.5) Dla odbioru energii bilansującej z RB aktywowanej poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej, związanej z redukcją generacji na podstawie postanowień umowy przesyłania dotyczących braku gwarantowania wyprowadzenia albo poboru mocy, koszt KEBOPP_BG jest wyznaczany w następujący sposób: 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝑂𝑃𝑃_𝐵𝐺 = ∑ max(𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡 ; 𝐶𝐷𝑂𝑗𝑡 ; 𝐶𝑊𝐾𝑗𝑡𝑃𝑃 ) ⋅ min(0; 𝐸𝐵𝑗𝑡𝑃𝑃 ) (14.138) 𝑂𝑃𝑃_𝐵𝐺 ∈𝐾𝑗𝑡 gdzie: 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡 – Koszt dostawy lub odbioru energii bilansującej JG j dla OREB t [zł] 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝐷𝑏𝐶𝑂𝑅 – Koszt dostawy energii bilansującej dla JG j OREB t z pasm mocy 𝐾𝑗𝑡𝐷𝑏𝐶𝑂𝑅 [zł] 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝐷𝑃𝑃𝑧𝐶𝑂𝑅 – Koszt dostawy energii bilansującej JG j dla OREB t z pasm mocy 𝐾𝑗𝑡𝐷𝑃𝑃𝑧𝐶𝑂𝑅 [zł] 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝑂 – Koszt odbioru energii bilansującej JG j dla OREB t z pasm mocy 𝐾𝑗𝑡𝑂 [zł] 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝐷𝑃𝑃_𝐵𝐺 – Koszt dostawy energii bilansującej JG j dla OREB t z pasm mocy 𝐾𝑗𝑡𝐷𝑃𝑃_𝐵𝐺 [zł] 𝐾𝐸𝐵𝑗𝑡𝑂𝑃𝑃_𝐵𝐺 – Koszt odbioru energii bilansującej JG j dla OREB t z pasm mocy 𝐾𝑗𝑡𝑂𝑃𝑃_𝐵𝐺 [zł] 𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡 – Cena wymuszonej dostawy energii elektrycznej dla pasma k JG j dla OREB t [zł/MWh] W przypadku JGM1 i JGM2: • Dla pasma k w kierunku generacji 𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡 = 𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡𝐺 ; • Dla pasma k w kierunku poboru 𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡 = 𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡𝐿 W przypadku JGO, JGZ3 i JGA: 𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡 = 𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡 𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡 – Cena wymuszonego odbioru energii elektrycznej dla pasma k JG j dla OREB t [zł/MWh] W przypadku JGM1 i JGM2: • Dla pasma k w kierunku generacji 𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡 = 𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡𝐺 ; • Dla pasma k w kierunku poboru 𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡 = 𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡𝐿 W przypadku JGO, JGZ3 i JGA: 𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡 = 𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡 𝐶𝐷𝑂𝑗𝑡 – Cena za dostawę albo odbiór energii w paśmie k JG j dla OREB t, nieuwzględniająca korekt, o których mowa w pkt 14.2.4(3)-(5) [zł/MWh] 𝐶𝑂𝑅𝑡 – Cena rezerwy operacyjnej dla OREB t [zł/MWh] 𝐶𝑊𝐾𝑗𝑡𝑃𝑃 – Cena wstępna rozliczeniowa korekty pozycji kontraktowej JG j dla pasma k dla OREB t wyznaczona dla energii bilansującej aktywowanej poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej [zł/MWh] 𝐸𝐵𝑗𝑡 – Energia bilansująca aktywowana z pasma k JG j dla OREB t [MWh] 𝐸𝐵𝑗𝑡𝑃𝑃 – Energia bilansująca z pasma k JG j dla OREB t aktywowana poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej [MWh] 𝐾𝑗𝑡𝐷𝑏𝐶𝑂𝑅 – Zbiór pasm JG j dla OREB t odpowiadających dostawie energii bilansującej na RB zrealizowanej z mocy: (i) innej niż moc, o której mowa w pkt (10.4) oraz (ii) która nie podlegałyby rozliczeniu z tytułu rezerwy operacyjnej w przypadku realizacji PPZ 𝐾𝑗𝑡𝐷𝑃𝑃𝑧𝐶𝑂𝑅 – Zbiór pasm JG j dla OREB t odpowiadających dostawie energii bilansującej na RB aktywowanej poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej, zrealizowanej z mocy: (i) innej niż moc, o której mowa w pkt (10.4) oraz (ii) która podlegałaby rozliczeniu z tytułu rezerwy operacyjnej w przypadku realizacji PPZ 𝐾𝑗𝑡𝑂 – Zbiór pasm JG j dla OREB t odpowiadających odbiorowi energii bilansującej z RB zrealizowanego z mocy innej niż moc, o której mowa w pkt (10.5) 𝐾𝑗𝑡𝐷𝑃𝑃_𝐵𝐺 – Zbiór pasm JG j dla OREB t odpowiadających dostawie energii bilansującej na RB aktywowanej poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej, związanej z redukcją poboru na podstawie postanowień umowy przesyłania dotyczących braku gwarantowania wyprowadzenia albo poboru mocy 𝐾𝑗𝑡𝑂𝑃𝑃_𝐵𝐺 – Zbiór pasm JG j dla OREB t odpowiadających odbiorowi energii bilansującej z RB aktywowanej poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej, związanej z redukcją generacji na podstawie postanowień umowy przesyłania dotyczących braku gwarantowania wyprowadzenia albo poboru mocy (11) Należność (NKU) uwzględniona przy wyznaczaniu korekty uzupełniającej cen energii bilansującej dla danej JG i danego OREB jest wyznaczana w następujący sposób: 𝑁𝐾𝑈𝑗𝑡 = 𝑁𝐸𝐵𝑊𝑗𝑡𝑃𝑃 + 𝑁𝐸𝐵𝑊𝑗𝑡𝑎𝐹𝑅𝑅 + ∑ Δ𝑁𝑀𝐵𝑈𝑗𝑡𝑟 + Δ𝑁𝑅𝑂𝑗𝑡 (14.139) 𝑟∈𝑅𝑈 gdzie: 𝑁𝐾𝑈𝑗𝑡 – Należność uwzględniona przy wyznaczaniu korekty uzupełniającej cen energii bilansującej JG j dla OREB t [zł] 𝑁𝐸𝐵𝑊𝑗𝑡𝑃𝑃 – Należność za energię bilansującą JG j dla OREB t aktywowaną poza europejskimi platformami wymiany energii bilansującej (NEBPP), wyznaczona zgodnie z pkt 14.4.3(3) według cen CRK równych CWK [zł] 𝑁𝐸𝐵𝑊𝑗𝑡𝑎𝐹𝑅𝑅 – Należność za energię bilansującą JG j dla OREB t wynikającą z aktywacji aFRR na platformie aFRR (NEBaFRR), wyznaczona zgodnie z pkt 14.4.3(2) według cen CRK równych CWK [zł] Δ𝑁𝑀𝐵𝑈𝑗𝑡𝑟 – Należność dla JG j za nabytą moc bilansującą typu r dla OREB t, wyznaczona zgodnie z pkt 14.5.3(2), w zakresie dostarczonej mocy bilansującej, która nie mogłaby być świadczona w przypadku realizacji grafiku obciążenia z PPZ [zł] Δ𝑁𝑅𝑂𝑗𝑡 – Należność za rezerwę operacyjną JG j dla OREB t, wyznaczona zgodnie z pkt 14.6.3(3), w zakresie rezerwy operacyjnej, która nie podlegałaby rozliczeniu w przypadku realizacji grafiku obciążenia z PPZ [zł] 𝑅𝑈 – Zbiór typów mocy bilansujących nabywanych w trybie uzupełniającym: 𝑅𝑈 = {𝐹𝐶𝑅 𝐺 , 𝐹𝐶𝑅 𝐷 , 𝑎𝐹𝑅𝑅 𝐺 , 𝑎𝐹𝑅𝑅 𝐷 , 𝑚𝐹𝑅𝑅𝑑𝐺 , 𝑚𝐹𝑅𝑅𝑑𝐷 } (12) Różnica kosztów uruchomień (ΔKU) wynikających z PPS oraz PPZ dla danej JG i danej grupy OREB jest wyznaczana w następujący sposób: 𝑃𝑃𝑆 Δ𝐾𝑈𝑗𝑔 = ∑ ∑ 𝐶𝑈𝑗𝑠 ⋅ (𝑍𝑍𝑈𝑗𝑡𝑠 𝑃𝑃𝑍 − 𝑍𝑍𝑈𝑗𝑡𝑠 ) (14.140) 𝑠∈𝑆 𝑡∈𝑇𝑗𝑔 gdzie: Δ𝐾𝑈𝑗𝑔 – Różnica kosztów uruchomień wynikających z PPS oraz PPZ JG j dla grupy OREB g [zł] 𝑃𝑃𝑆 – Znacznik zakończenia uruchomienia z PPS dla JG j ze stanu 𝑍𝑍𝑈𝑗𝑡𝑠 cieplnego s dla OREB t 𝑃𝑃𝑍 𝑍𝑍𝑈𝑗𝑡𝑠 – Znacznik zakończenia uruchomienia z PPZ dla JG j ze stanu cieplnego s dla OREB t 𝐶𝑈𝑗𝑠 – Cena za uruchomienie JG j ze stanu cieplnego s [zł] 𝑇𝑗𝑔 – Grupa OREB g dla JG j 𝑆 – Zbiór stanów cieplnych uruchomienia: 𝑆 = {𝐺, 𝐶, 𝑍} (13) Znacznik zakończenia uruchomienia odpowiednio z PPZ albo PPS dla danej JG, stanu cieplnego i OREB przyjmuje wartość: (13.1) Jeżeli dany OREB jest ostatnim OREB w ramach poprawnie zakończonego uruchomienia: (a) Równą 1 – w przypadku UG, UC lub UZ; (b) Równą stosunkowi czasu uruchomienia UD do UG – w przypadku UD; (13.2) Jeżeli dany OREB jest ostatnim OREB przerwanego uruchomienia: równą stosunkowi czasu wykonanego uruchomienia do całkowitego czasu uruchomienia z danego stanu; (13.3) W pozostałych przypadkach: równą 0. 14.8 Korekty należności za energię bilansującą z tytułu energii odchylenia (1) Korekta należności za energię bilansującą z tytułu energii odchylenia jest wyznaczana dla każdej JG i każdego OREB na podstawie: (1.1) Energii odchylenia wyznaczonej przy uwzględnieniu: (a) Wielkości odchyleń generacji lub poboru JG od poleceń OSP korygujących grafik obciążenia JG; (b) Stanu JG lub ZWP albo ZUB odpowiednio do rodzaju JG; (c) Mocy dyspozycyjnych JG uwzględnionych w PPS oraz zakresu oferowanych mocy w OEB; (d) Progu tolerancji dla odchylenia, o którym mowa w pkt (a); (1.2) Ceny energii odchylenia. (2) Energia odchylenia JG dla danego OREB jest równa 0 MWh jeżeli w PPS dla co najmniej jednego OPCR należącego do danego OREB: (2.1) Stan JGW1 jest równy R, UG, UC, UZ albo UD; (2.2) Stan JGM1 jest równy R, UG albo UP; (2.3) ZWP = 1 dla JGW1, JGM1 albo JGZ1; (2.4) ZUB = N dla JGW2, JGM2, JGO, JGZ2, JGZ3 albo JGA. (3) Energia odchylenia, w przypadkach innych niż w pkt (2), jest wyznaczana w następujący sposób: 𝐸𝑂 (14.141) 0 jeżeli |𝐸𝑅𝑗𝑡 − 𝐸𝑆𝑗𝑡 | ≤ 𝑃𝑇𝑗𝑡 lub 𝐸𝐵𝑗𝑡 = 0 𝐸𝑂𝑗𝑡 = { 𝐸𝑂 𝐸𝑂 𝐸𝑅𝑗𝑡 − 𝐸𝑆𝑗𝑡 jeżeli |𝐸𝑅𝑗𝑡 − 𝐸𝑆𝑗𝑡 | > 𝑃𝑇𝑗𝑡 oraz 𝐸𝐵𝑗𝑡 ≠ 0 gdzie: 𝐸𝑂𝑗𝑡 – Energia odchylenia JG j dla OREB t [MWh] 𝐸𝑂 – Energia rzeczywista JG j dla OREB t w zakresie, w jakim jest objęta 𝐸𝑅𝑗𝑡 dyspozycyjnymi mocami i OEB [MWh] 𝐸𝑂 𝐸𝑅𝑗𝑡 = max(𝑃𝑗𝑡𝑀𝑖𝑛𝐸𝑂 ⋅ Δ𝑡; min(𝑃𝑗𝑡𝑀𝑎𝑥𝐸𝑂 ⋅ Δ𝑡; 𝐸𝑅𝑗𝑡 )) 𝐸𝑅𝑗𝑡 – Energia rzeczywista JG j dla OREB t [MWh] 𝐸𝑆𝑗𝑡 – Energia skorygowana JG j dla OREB t [MWh] 𝑃𝑇𝑗𝑡 – Próg tolerancji wyznaczania energii odchylenia dla JG j dla OREB t [MWh] 𝑃𝑇𝑗𝑡 = 3% ⋅ (𝑃𝑗𝑡𝑀𝑎𝑥𝐸𝑂 − 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑖𝑛𝐸𝑂 ) ⋅ Δ𝑡 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑖𝑛𝐸𝑂 – Moc minimalna dyspozycyjna JG j dla OREB t objęta OEB, wyznaczona zgodnie z pkt (4) [MW] 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑎𝑥𝐸𝑂 – Moc maksymalna dyspozycyjna JG j dla OREB t objęta OEB, wyznaczona zgodnie z pkt (4) [MW] Δ𝑡 – Czas trwania OREB [h] (4) Moc minimalna i maksymalna dyspozycyjna objęta OEB dla danej JG i OREB jest wyznaczana w następujący sposób: (4.1) Dla JGW1: 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝑗,𝜏 + 𝑃𝑗𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.142) 𝑀𝑎𝑥𝐸𝑂 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥 𝑃𝑗𝑡 = min (𝑃𝑗𝑡 ;∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝑗,𝜏 + 𝑃𝑗𝜏 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.143) 𝑀𝑖𝑛𝐸𝑂 𝑃𝑗𝑡 = max (0; ∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (4.2) Dla JGW2: 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝑗,𝜏 + 𝑃𝑗𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.144) 𝑀𝑎𝑥𝐸𝑂 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥 𝑃𝑗𝑡 = min (𝑃𝑗𝑡 ;∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝑗,𝜏 + 𝑃𝑗𝜏 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.145) 𝑀𝑖𝑛𝐸𝑂 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛 𝑃𝑗𝑡 = max (𝑃𝑗𝑡 ;∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (4.3) Dla JGM1: (a) Dla której stan JGM1 jest równy PG: 𝑃𝐺𝑗,𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 + 𝑃𝐺𝑗𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.146) 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑎𝑥𝐸𝑂 = min (𝑃𝐺𝑗𝑡 ;∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝐺𝑗,𝜏 + 𝑃𝐺𝑗𝜏 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.147) 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑖𝑛𝐸𝑂 = max (0; ∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (b) Dla której stan JGM1 jest równy PP: 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝐿𝑗,𝜏 + 𝑃𝐿𝑗𝜏 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.148) 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑎𝑥𝐸𝑂 = min (0; − ∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝑃𝐿𝑗,𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 + 𝑃𝐿𝑗𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.149) 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑖𝑛𝐸𝑂 = max (−𝑃𝐿𝑗𝑡 ;− ∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (4.4) Dla JGM2: (a) Dla której ZUB = DG: 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝐺𝑗,𝜏 + 𝑃𝐺𝑗𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.150) 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑎𝑥𝐸𝑂 = min (𝑃𝐺𝑗𝑡 ;∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝐺𝑗,𝜏 + 𝑃𝐺𝑗𝜏 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.151) 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑖𝑛𝐸𝑂 = max (𝑃𝐺𝑗𝑡 ;∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (b) Dla której ZUB = DP: 𝑃𝐿𝑗,𝜏 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 + 𝑃𝐿𝑗𝜏 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.152) 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑎𝑥𝐸𝑂 = min (−𝑃𝐿𝑗𝑡 ;− ∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝑃𝐿𝑗,𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 + 𝑃𝐿𝑗𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.153) 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑖𝑛𝐸𝑂 = max (−𝑃𝐿𝑗𝑡 ;− ∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (4.5) Dla JGO: 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝑗,𝜏 + 𝑃𝑗𝜏 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.154) 𝑀𝑎𝑥𝐸𝑂 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛 𝑃𝑗𝑡 = min (−𝑃𝑗𝑡 ;− ∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝑗,𝜏 + 𝑃𝑗𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.155) 𝑀𝑖𝑛𝐸𝑂 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥 𝑃𝑗𝑡 = max (−𝑃𝑗𝑡 ;− ∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (4.6) Dla JGZ1, JGZ2 i JGZ3: 𝐸𝑗𝑡𝐸𝑠𝑡 (14.156) 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑎𝑥𝐸𝑂 = + 𝑃𝑗𝑡𝐺𝑂𝑀 Δ𝑡 𝐸𝑗𝑡𝐸𝑠𝑡 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝑗,𝜏 + 𝑃𝑗𝜏 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.157) 𝑀𝑖𝑛𝐸𝑂 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥 𝑃𝑗𝑡 = max ( − 𝑃𝑗𝑡 ;∑ ) + 𝑃𝑗𝑡𝐺𝑂𝑀 Δ𝑡 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 (4.7) Dla JGA: 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝐺𝑗,𝜏 + 𝑃𝐺𝑗𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.158) 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑎𝑥𝐸𝑂 = min (𝑃𝐺𝑗𝑡 ;∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 𝑃𝐿𝑗,𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 + 𝑃𝐿𝑗𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 (14.159) 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑖𝑛𝐸𝑂 = max (−𝑃𝐿𝑗𝑡 ;− ∑ ) 2 ⋅ 𝑁 𝑇𝑡 𝜏∈𝑇𝑡 gdzie: 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑎𝑥𝐸𝑂 – Moc maksymalna dyspozycyjna JG j dla OREB t objęta OEB [MW] 𝑃𝑗𝑡𝑀𝑖𝑛𝐸𝑂 – Moc minimalna dyspozycyjna JG j dla OREB t objęta OEB [MW] 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝑗𝜏 – Moc maksymalna dyspozycyjna JG j dla OPCR τ [MW] 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 𝑃𝑗𝜏 – Moc minimalna dyspozycyjna JG j dla OPCR τ [MW] 𝑃𝐺𝑗𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 – Moc maksymalna dyspozycyjna JG j w kierunku generacji dla OPCR τ [MW] 𝑃𝐺𝑗𝜏 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 – Moc minimalna dyspozycyjna JG j w kierunku generacji dla OPCR τ [MW] 𝑃𝐿𝑗𝜏 𝑀𝑎𝑥𝐷𝑦𝑠𝑝 – Moc maksymalna dyspozycyjna JG j w kierunku poboru dla OPCR τ [MW] 𝑃𝐿𝑗𝜏 𝑀𝑖𝑛𝐷𝑦𝑠𝑝 – Moc minimalna dyspozycyjna JG j w kierunku poboru dla OPCR τ [MW] 𝐸𝑗𝑡𝐸𝑠𝑡 – Energia odpowiadająca estymacie dla JG j 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] 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥 𝑃𝑗𝑡 – Oferowana moc maksymalna JG j dla OREB t określona w OEB [MW] 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛 𝑃𝑗𝑡 – Oferowana moc minimalna JG j dla OREB t określona w OEB [MW] 𝑃𝐺𝑗𝑡 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥 – Oferowana moc maksymalna JG j w kierunku generacji dla OREB t określona w OEB [MW] 𝑃𝐺𝑗𝑡 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛 – Oferowana moc minimalna JG j w kierunku generacji dla OREB t określona w OEB [MW] 𝑃𝐿𝑗𝑡 𝑂𝑓𝑀𝑎𝑥 – Oferowana moc maksymalna JG j w kierunku poboru dla OREB t określona w OEB [MW] 𝑃𝐿𝑗𝑡 𝑂𝑓𝑀𝑖𝑛 – Oferowana moc minimalna JG j w kierunku poboru dla OREB t określona w OEB [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 (5) Cena energii odchylenia (CEO) dla danego OREB jest równej większej z wartości: (5.1) Ceny rezerwy operacyjnej; (5.2) 10% rocznej średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w poprzednim roku kalendarzowym. 𝐶𝐸𝑂𝑡 = max(𝐶𝑂𝑅𝑡 ; 10% ⋅ 𝑅𝑅𝐶𝐸𝑟 ) (14.160) gdzie: 𝐶𝐸𝑂𝑡 – Cena energii odchylenia dla OREB t [zł/MWh] 𝐶𝑂𝑅𝑡 – Cena rezerwy operacyjnej dla OREB t [zł/MWh] 𝑅𝑅𝐶𝐸𝑟 – Roczna średnia cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w roku kalendarzowym r-1 poprzedzającym rok kalendarzowy r, który zawiera OREB t [zł/MWh] (6) Do dnia następnego włącznie po dniu opublikowania średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w poprzednim roku kalendarzowym (RRCEr-1) przez Prezesa URE stosuje się cenę opublikowaną w poprzednim roku (RRCEr-2). (7) Korekta należności za energię bilansującą z tytułu energii odchylenia (KEO) dla danej JG i danego OREB jest równa: 𝐾𝐸𝑂𝑗𝑡 = 𝐶𝐸𝑂𝑡 ⋅ |𝐸𝑂𝑗𝑡 | (14.161) gdzie: 𝐾𝐸𝑂𝑗𝑡 – Korekta należności za energię bilansującą z tytułu energii odchylenia JG j dla OREB t [zł] 𝐶𝐸𝑂𝑡 – Cena energii odchylenia dla OREB t [zł/MWh] 𝐸𝑂𝑗𝑡 – Energia odchylenia JG j dla OREB t [MWh]