14.9 Ceny referencyjne 14.9.1 Ceny wymuszonej dostawy i ceny wymuszonego odbioru energii elektrycznej na RB dla JGW1, JGW2, JGZ1 i JGZ2 (1) CWD i CWO dla każdej JGW1, JGW2, JGZ1 i JGZ2 są wyznaczane dla każdego OREB doby handlowej. (2) CWD i CWO dla każdej JGW1, JGW2, JGZ1 i JGZ2 są wyznaczane dla co najmniej jednego i co najwyżej dziesięciu przedziałów mocy danej JG, zwanych dalej również pasmami mocy JG, które są przedziałami prawostronnie domkniętymi. (3) CWD i CWO dla każdej JGW1, JGW2, JGZ1 i JGZ2 są określane na podstawie jednostkowego kosztu zmiennego wytwarzania energii elektrycznej obejmującego: (3.1) Koszt paliwa podstawowego, wyznaczony zgodnie z pkt (6); (3.2) Współczynnik przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną netto, wyznaczony zgodnie z pkt (7); (3.3) Jednostkowy koszt uprawnień do emisji CO2, wyznaczony zgodnie z pkt 14.9.4; (3.4) Pozostałe koszty zmienne wytwarzania, wyznaczone zgodnie z pkt (8); (3.5) Wysokość wsparcia, wyznaczoną zgodnie z pkt (9); – z wyłączeniem kosztów uruchomienia JGW1 wynikających z cen, o których mowa w pkt 14.9.5. (4) CWD dla danej JGW1, JGW2, JGZ1 i JGZ2 dla danego OREB doby handlowej i pasma mocy jest określana w następujący sposób: 𝐶𝑂 (14.162) 𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡𝑝 = max(0,01; 1,05 ⋅ (𝐾𝑃𝑗𝑡 + 𝑃𝐾𝑍𝑗𝑑 ) ⋅ 𝑊𝑆𝑗𝑑𝑝 + 𝐾𝐶𝐷𝑗𝑑𝑝 − 𝐾𝑊𝑗𝑡 ) gdzie: 𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡𝑝 – Cena wymuszonej dostawy energii elektrycznej dla pasma mocy p JG j dla OREB t doby handlowej d [zł/MWh] 𝐾𝑃𝑗𝑡 – Koszt paliwa podstawowego JG j dla OREB t doby handlowej d [zł/GJ] 𝑃𝐾𝑍𝑗𝑑 – Pozostałe koszty zmienne wytwarzania JG j dla doby handlowej d [zł/GJ] 𝑊𝑆𝑗𝑑𝑝 – Współczynnik przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną netto dla pasma mocy p JG j, dla doby handlowej d [GJ/MWh] 𝐶𝑂 – Jednostkowy koszt uprawnień do emisji CO2 dla dostawy energii 𝐾𝐶𝐷𝑗𝑑𝑝 bilansującej na RB dla pasma mocy p JG j dla doby handlowej d [zł/MWh] 𝐾𝑊𝑗𝑡 – Wysokość wsparcia JG j dla OREB t doby handlowej d [zł/MWh] (5) CWO dla danej JGW1, JGW2, JGZ1 i JGZ2 dla danego OREB doby handlowej i pasma mocy jest określana w następujący sposób: 𝐶𝑂 (14.163) 𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡𝑝 = 0,95 ⋅ (𝐾𝑃𝑗𝑡 + 𝑃𝐾𝑍𝑗𝑑 ) ⋅ 𝑊𝑆𝑗𝑑𝑝 + 𝐾𝐶𝑂𝑗𝑑𝑝 − 𝐾𝑊𝑗𝑡 gdzie: 𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡𝑝 – Cena wymuszonego odbioru energii elektrycznej dla pasma mocy p JG j dla OREB t doby handlowej d [zł/MWh] 𝐾𝑃𝑗𝑡 – Koszt paliwa podstawowego JG j dla OREB t doby handlowej d [zł/GJ] 𝑃𝐾𝑍𝑗𝑑 – Pozostałe koszty zmienne wytwarzania JG j dla doby handlowej d [zł/GJ] 𝑊𝑆𝑗𝑑𝑝 – Współczynnik przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną netto dla pasma mocy p JG j, dla doby handlowej d [GJ/MWh] 𝐶𝑂 – Jednostkowy koszt uprawnień do emisji CO2 dla odbioru energii 𝐾𝐶𝑂𝑗𝑑𝑝 bilansującej z RB dla pasma mocy p JG j dla doby handlowej d [zł/MWh] 𝐾𝑊𝑗𝑡 – Wysokość wsparcia JG j dla OREB t doby handlowej d [zł/MWh] (6) Koszt paliwa podstawowego wyznacza się na podstawie: (6.1) W przypadku JGW1 lub JGW2 utworzonej z MWE wykorzystującego jako paliwo podstawowe gaz ziemny: (a) Kosztu zmiennego paliwa gazowego wyznaczonego według ceny rynku dnia następnego na giełdzie towarowej, na której jest wykonywany obowiązek określony w art. 49b ust. 1 ustawy Prawo energetyczne, wyznaczonej dla doby gazowej, której dotyczyło polecenie; (b) Wyłącznie dla CWD – uzmiennionego kosztu zamówienia mocy umownej dla dostaw paliwa gazowego, obliczonego jako poniesiona opłata za moc zamówioną na rzecz operatora systemu gazowego w zakończonym kwartale kalendarzowym odniesiona do ilości energii chemicznej paliwa zużytej na wyprodukowanie energii elektrycznej w zakończonym kwartale kalendarzowym; w kalkulacji nie uwzględnia się kosztu zamówienia mocy umownej zamówionej na okres, w którym jednostka była niedyspozycyjna; (c) Środków na pokrycie kosztów wynikających z niezbilansowania ### 14. Rozliczenia Dostawców Usług Bilansujących w systemie gazowym oraz niezgodności ilości pobranego paliwa gazowego z ilością wynikającą z nominacji złożonej operatorowi systemu gazowego, wynoszących 10% kosztu paliwa wyznaczonego zgodnie z pkt (a); W przypadku ceny: (i) CWD środki powiększają; (ii) CWO środki pomniejszają; koszt paliwa wyznaczony zgodnie z pkt (a); (6.2) W przypadku JGW1 lub JGW2 utworzonej z MWE wykorzystującego jako paliwo podstawowe węgiel brunatny – jednostkowego zmiennego kosztu wytworzenia paliwa oraz jednostkowego kosztu transportu paliwa; (6.3) W przypadku JGW1 i JGW2 utworzonej z MWE innego niż wymienione w pkt (6.1) i (6.2) oraz JGZ1, JGZ2 – kosztu zakupu paliwa oraz jednostkowego kosztu jego transportu i składowania. (7) Współczynnik przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną netto: (7.1) Dla JGW1 i JGW2 utworzonych z MWE innych niż MWE cieplne oraz JGZ1, JGZ2 – jest równy 3,6 GJ/MWh; (7.2) Dla JGW1 i JGW2 utworzonych z MWE cieplnych – jest wyznaczany przez DUB na podstawie potwierdzonej niezależną ekspertyzą charakterystyki zużycia energii chemicznej w paliwie w funkcji generowanej mocy elektrycznej netto zgodnie z następującymi zasadami: (a) Jeżeli dla JG zostało określone jedno pasmo mocy, to moc tego pasma musi być równa PMaxKwal; (b) Jeżeli dla JG zostały określone co najmniej dwa pasma mocy, to moc pierwszego pasma musi być równa PMinKwal, a suma mocy wszystkich pasm musi być równa PMaxKwal; (c) Współczynnik przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną netto jest wyznaczany zgodnie ze wzorem (14.164) i rysunkiem 14.1. Rysunek 14.1. Charakterystyka zużycia energii chemicznej w paliwie w funkcji generowanej mocy elektrycznej netto. 𝑄𝑗 1 (14.164) ⋅ dla 𝑝=1 𝑃𝑗 (1 − 𝐾𝑇𝑗𝑚 ) 𝑊𝑆𝑗𝑝 = 𝑄𝑗𝑝 − 𝑄𝑗,𝑝 1 ⋅ dla 𝑝 ∈ {2, … , 𝑛} { 𝑃𝑗𝑝 − 𝑃𝑗,𝑝 (1 − 𝐾𝑇𝑗𝑚 ) gdzie: 𝑊𝑆𝑗𝑝 – Współczynnik przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną netto dla pasma mocy p JG j[GJ/MWh] 𝑄𝑗𝑝 – Strumień energii chemicznej paliwa zużytego na produkcję energii elektrycznej przy pracy JG j z mocą Pp [GJ/h] 𝑃𝑗𝑝 – Najwyższa (graniczna) moc netto pasma mocy p JG j dla [MW] 𝐾𝑇𝑗𝑚 – Współczynnik korekty średniej miesięcznej temperatury otoczenia dla JG j dla miesiąca m; Dla JG j wykorzystującej jako paliwo podstawowe gaz ziemny: • Dla miesięcy: grudzień, styczeń, luty: KTjm = 0; • Dla miesięcy: marzec, kwiecień, listopad: KTjm = 0,005; • Dla miesięcy: maj, wrzesień, październik: KTjm = 0,015; • Dla miesięcy: czerwiec, lipiec, sierpień: KTjm = 0,02; Dla pozostałych JG j dla każdego miesiąca KTjm = 0 𝑛 – Indeks ostatniego pasma mocy (8) Pozostałe koszty zmienne wyznacza się na podstawie: (8.1) Jednostkowych kosztów gospodarczego korzystania ze środowiska, zagospodarowania odpadów paleniskowych i ubocznych produktów spalania; (8.2) Jednostkowych kosztów materiałów eksploatacyjnych, chemikaliów, smarów oraz składników wykorzystywanych w procesach technologicznych niezbędnych do spełnienia norm dotyczących emisji zanieczyszczeń. (9) Wysokość wsparcia: (9.1) Dla JG utworzonej z MWE otrzymującego wsparcie z tytułu wysokosprawnej kogeneracji: 𝐾𝑊𝑗𝑡 = 𝑢𝑗𝐶𝐻𝑃 ⋅ 𝐽𝐾𝑊𝑗𝑡𝐶𝐻𝑃 (14.165) gdzie: 𝐾𝑊𝑗𝑡 – Wysokość wsparcia JG j dla OREB t [zł/MWh] 𝑢𝑗𝐶𝐻𝑃 – Udział energii kogeneracji w całości energii elektrycznej wyprodukowanej przez JG j w ostatnim roku kalendarzowym 𝐽𝐾𝑊𝑗𝑡𝐶𝐻𝑃 – Jednostkowy koszt wsparcia JG j dla OREB t równy wartości skorygowanej premii gwarantowanej, skorygowanej premii gwarantowanej indywidualnej, skorygowanej premii kogeneracyjnej albo skorygowanej premii kogeneracyjnej indywidualnej [zł/MWh] (9.2) Dla JG utworzonej z MWE stanowiącego instalację odnawialnego źródła energii: 𝐾𝑊𝑗𝑡 = 𝑢𝑗𝑂𝑍𝐸 ⋅ 𝐽𝐾𝑊𝑗𝑡𝑂𝑍𝐸 (14.166) gdzie: 𝐾𝑊𝑗𝑡 – Wysokość wsparcia JG j dla OREB t [zł/MWh] 𝑢𝑗𝑂𝑍𝐸 – Udział energii elektrycznej OZE w całości energii elektrycznej wyprodukowanej przez JG j w ostatnim roku kalendarzowym 𝐽𝐾𝑊𝑗𝑡𝑂𝑍𝐸 – Jednostkowy koszt wsparcia JG j dla OREB t [zł/MWh] (a) Dla MWE uprawnionych do otrzymywania świadectw pochodzenia, o których mowa w ustawie o odnawialnych źródłach energii, innych niż w pkt (b), koszt JKWOZE dla OREB doby handlowej d jest wyznaczany jako wartość indeksu Praw Majątkowych TGEozea, notowanego na TGE i określonego podczas ostatniej sesji notowań rozstrzygniętej do godz. 23.59 doby d, przy uwzględnieniu, że wartość tego indeksu pomniejsza się o koszt zmienny zakupu/zbycia świadectw pochodzenia na TGE, który wynosi 0,38% wartości tego indeksu; (b) Dla MWE uprawnionych do otrzymywania świadectw pochodzenia, o których mowa w ustawie o odnawialnych źródłach energii, dla energii elektrycznej wytworzonej z biogazu rolniczego, koszt JKWOZE dla OREB doby handlowej d jest wyznaczany jako wartość indeksu Praw Majątkowych TGEozebio, notowanego na TGE i określonego podczas ostatniej sesji notowań rozstrzygniętej do godz. 23.59 doby d, przy uwzględnieniu, że wartość tego indeksu pomniejsza się o koszt zmienny zakupu/zbycia świadectw pochodzenia na TGE, który wynosi 0,38% wartości tego indeksu; (c) Dla MWE uprawnionych do pokrycia ujemnego salda, koszt JKWOZE dla OREB doby handlowej d, z zastrzeżeniem pkt (d), kalkulowany jest jako różnica pomiędzy ceną zawartą w ofercie wytwórcy dotyczącej MWE, 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, oraz wartością indeksu TGeBase z dostaw w dobie handlowej d, notowanego na TGE; (d) Dla MWE uprawnionych do pokrycia ujemnego salda koszt JKWOZE wynosi 0 zł dla OREB, dla których zachodzi warunek, o którym mowa w art. 93 ust. 4 i 5 ustawy o odnawialnych źródłach energii: (i) Średnioważona cena godzinowa na rynku dnia następnego energii elektrycznej publikowana przez Towarową Giełdę Energii S.A. była niższa niż 0 zł/MWh; oraz (ii) Średnioważone ceny godzinowe na rynku dnia następnego energii elektrycznej publikowane przez Towarową Giełdę Energii S.A. były niższe niż 0 zł/MWh dla co najmniej sześciu kolejnych godzin obejmujących te OREB; (e) Dla MWE uprawnionych do sprzedaży energii elektrycznej po stałej cenie zakupu, o której mowa w art. 70e ustawy o odnawialnych źródłach energii, koszt JKWOZE dla OREB doby handlowej d jest równy cenie skorygowanej stanowiącej stałą cenę zakupu energii elektrycznej dla danego MWE. (9.3) Dla JG utworzonej z MWE stanowiącego lub wchodzącego w skład morskiej farmy wiatrowej: 𝐾𝑊𝑗𝑡 = 𝑢𝑗𝑀𝐹𝑊 ⋅ 𝐽𝐾𝑊𝑗𝑡𝑀𝐹𝑊 (14.167) gdzie: 𝐾𝑊𝑗𝑡 – Wysokość wsparcia JG j dla OREB t [zł/MWh] 𝑢𝑗𝑀𝐹𝑊 – Udział 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 tworzących JG 𝐽𝐾𝑊𝑗𝑡𝑀𝐹𝑊 – Jednostkowy koszt wsparcia JG j dla OREB t [zł/MWh] (a) Dla MWE uprawnionych do pokrycia ujemnego salda koszt JKWMFW dla OREB doby handlowej d, z zastrzeżeniem pkt (b), kalkulowany jest jako różnica pomiędzy: (i) ceną wskazaną 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 wynikającą z oferty, o której mowa w art. 31 ust. 1, albo ceną skorygowaną, o której mowa w art. 11 ust. 3, albo ceną skorygowaną, o której mowa w art. 10 ust. 4 i 6 , z uwzględnieniem waloryzacji zgodnie z art. 38 ust. 5 tej ustawy; oraz (ii) ceną wyznaczoną w procesie SDAC dla polskiego obszaru rynkowego dla okresu obejmującego dany OREB; (b) Dla MWE uprawnionych do pokrycia ujemnego salda koszt JKWMFW wynosi 0 zł dla OREB w okresach, dla których cena wyznaczona w procesie SDAC dla polskiego obszaru rynkowego była niższa niż 0 zł/MWh. 14.9.2 Ceny wymuszonej dostawy i ceny wymuszonego odbioru energii elektrycznej na RB dla JGM1 i JGM2 (1) CWD i CWO dla każdej JGM1 i JGM2 są wyznaczane dla każdego OREB doby handlowej odrębnie dla kierunku poboru i generacji. (2) CWD dla każdej JGM1 i JGM2 i danego OREB doby handlowej jest określana w następujący sposób: (2.1) Dla kierunku poboru: 𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡𝐿 = 𝜂𝑗 ⋅ (𝐶𝑗𝑑 𝑅𝐸𝐹 + 0,05 ⋅ ̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑑 ) − 0,95 ⋅ 𝑃𝐾𝑍𝑗𝑑 − 𝑂𝑃𝑗𝑡 (14.168) (2.2) Dla kierunku generacji: 𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡𝐺 = 𝐶𝑗𝑑 𝑅𝐸𝐹 + 0,05 ⋅ ̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑑 + 1,05 ⋅ 𝑃𝐾𝑍𝑗𝑑 (14.169) gdzie: 𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡𝐿 – Cena wymuszonej dostawy energii elektrycznej na RB dla JGM j dla kierunku poboru dla OREB t doby handlowej d [zł/MWh] 𝐶𝑊𝐷𝑗𝑡𝐺 – Cena wymuszonej dostawy energii elektrycznej na RB dla JGM j dla kierunku generacji dla OREB t doby handlowej d [zł/MWh] 𝜂𝑗 – Współczynnik sprawności MEE albo ESP związanej z JGM j, wyznaczony zgodnie z pkt (5) 𝑅𝐸𝐹 𝐶𝑗𝑑 – Cena referencyjna JGM j dla doby handlowej d wyznaczona zgodnie z pkt (4) [zł/MWh] ̅̅̅̅̅̅̅̅̅𝑑 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶 – Średnia z wartości bezwzględnych cen SDAC doby handlowej d: ̅̅̅̅̅̅̅̅̅𝑑 = 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶 ⋅ ∑ |𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑡 | 𝐿𝑇𝑑 𝑡∈𝑇𝑑 gdzie: 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑡 – Cena SDAC dla ORN odpowiadającego OREB t 𝑇𝑑 – Zbiór OREB doby handlowej d 𝐿𝑇𝑑 – Liczba OREB doby handlowej d 𝑃𝐾𝑍𝑗𝑑 – Pozostałe koszty zmienne wytwarzania dla JGM j i doby handlowej d, o których mowa w pkt 14.9.1(8) [zł/MWh] 𝑂𝑃𝑗𝑡 – Opłata wynikająca ze stawki za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej z taryfy OSP lub OSD dla okresu obejmującego OREB t oraz, w przypadku JGM posiadającej koncesję na magazynowanie, współczynnika sprawności MEE albo ESP związanej z JGM j wyznaczonego zgodnie z pkt (5), naliczana za pobraną z sieci ilość energii elektrycznej przez JGM j [zł/MWh] (3) CWO dla każdej JGM1 i JGM2 i danego OREB doby handlowej jest określana w następujący sposób: (3.1) Dla kierunku poboru: 𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡𝐿 = 𝜂𝑗 ⋅ (𝐶𝑗𝑑 𝑅𝐸𝐹 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅𝑑 ) − 1,05 ⋅ 𝑃𝐾𝑍𝑗𝑑 − 𝑂𝑃𝑗𝑡 − 0,05 ⋅ 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶 (14.170) (3.2) Dla kierunku generacji: 𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡𝐺 = 𝐶𝑗𝑑 𝑅𝐸𝐹 − 0,05 ⋅ ̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑑 + 0,95 ⋅ 𝑃𝐾𝑍𝑗𝑑 (14.171) gdzie: 𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡𝐿 – Cena wymuszonego odbioru energii elektrycznej na RB dla JGM j dla kierunku poboru dla OREB t doby handlowej d [zł/MWh] 𝐶𝑊𝑂𝑗𝑡𝐺 – Cena wymuszonego odbioru energii elektrycznej na RB dla JGM j dla kierunku generacji dla OREB t doby handlowej d [zł/MWh] 𝜂𝑗 – Współczynnik sprawności MEE albo ESP związanej z JGM j, wyznaczony zgodnie z pkt (5) 𝑅𝐸𝐹 𝐶𝑗𝑑 – Cena referencyjna JGM j dla doby handlowej d, wyznaczona zgodnie z pkt (4) [zł/MWh] ̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑑 – Średnia z wartości bezwzględnych cen SDAC doby handlowej d: ̅̅̅̅̅̅̅̅̅ 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑑 = ⋅ ∑ |𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑡 | 𝐿𝑇𝑑 𝑡∈𝑇𝑑 gdzie: 𝐶𝑆𝐷𝐴𝐶𝑡 – Cena SDAC dla ORN odpowiadającego OREB t 𝑇𝑑 – Zbiór OREB doby handlowej d 𝐿𝑇𝑑 – Liczba OREB doby handlowej d 𝑃𝐾𝑍𝑗𝑑 – Pozostałe koszty zmienne wytwarzania dla JGM j i doby handlowej d, o których mowa w pkt 14.9.1(8) [zł/MWh] 𝑂𝑃𝑗 – Opłata wynikająca ze stawki za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej z taryfy OSP lub OSD dla okresu obejmującego OREB t oraz, w przypadku JGM posiadającej koncesję na magazynowanie, współczynnika sprawności MEE albo ESP związanej z JGM j wyznaczonego zgodnie z pkt (5), naliczana za pobraną z sieci ilość energii elektrycznej przez JGM j [zł/MWh] (4) Cena referencyjna dla każdej JGM1 i JGM2 dla danej doby handlowej jest wyznaczana w następujący sposób: (4.1) W przypadku zmniejszenia w danej dobie handlowej stanu naładowania MEE albo ESP związanej z JGM spowodowanego wymuszoną aktywacją energii bilansującej – jest równa większej z wartości: (a) Średniej arytmetycznej z najwyższych dla danej doby handlowej cen SDAC dla okresów odpowiadających łącznie 4 godzinom; (b) Średniej arytmetycznej z najniższych dla danej doby handlowej cen SDAC dla okresów odpowiadających łącznie 6 godzinom, powiększonej o opłatę za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej pobieraną według taryfy operatora, do sieci którego jest przyłączony MEE albo ESP, naliczaną za pobraną z sieci ilość energii elektrycznej, podzielonej przez współczynnik sprawności, o którym mowa w pkt (5); (4.2) W przypadku zwiększenia albo braku zmiany dla danej doby stanu naładowania MEE albo ESP związanej z JGM spowodowanego wymuszoną aktywacją energii bilansującej – jest równa mniejszej z wartości, o których mowa w pkt (4.1.a) i (4.1.b). (5) Współczynnik sprawności MEE albo ESP jest wyznaczany przez DUB w następujący sposób: 𝐸𝑗𝐺 (14.172) 𝜂𝑗 = 𝐸𝑗𝐿 gdzie: 𝜂𝑗 – Współczynnik sprawności MEE albo ESP związanej z JGM j 𝐸𝑗𝐺 – Ilość energii elektrycznej netto oddanej do sieci związanej z wcześniej pobraną z sieci energią elektryczną 𝐸𝑗𝐿 , w poprzednim kwartale kalendarzowym przez MEE albo ESP związaną z JGM j [MWh] 𝐸𝑗𝐿 – Ilość energii elektrycznej netto pobranej z sieci, pomniejszony o energię zużytą w ramach pracy kompensatorowej, w poprzednim kwartale kalendarzowym przez MEE albo ESP związaną z JGM j [MWh] W przypadku pierwszego kwartału pracy danego MEE albo ESP – przyjmowana jest wartość współczynnika sprawności równa nominalnej sprawności MEE lub nominalnej wartości współczynnika sprawności jednokrotnego pełnego cyklu magazynowania. W przypadku gdy wykorzystanie danego MEE albo ESP w poprzednim kwartale kalendarzowym jest mniejsze niż 10 pełnych cykli magazynowania lub w poprzednim kwartale kalendarzowym dokonana została aktualizacja wartości współczynnika sprawności MEE albo ESP na podstawie zgłoszenia zgodnie z pkt 4.3(15.4.h), to dla danego kwartału kalendarzowego przyjmuje się wartość współczynnika sprawności obowiązującą na koniec poprzedniego kwartału kalendarzowego, przy uwzględnieniu poniższego warunku. W przypadku gdy wykorzystanie MEE lub ESP we wszystkich kwartałach poprzedniego roku kalendarzowego jest mniejsze niż 10 pełnych cykli magazynowania oraz nie została dokonana aktualizacja wartości współczynnika sprawności MEE albo ESP na podstawie zgłoszenia zgodnie z pkt 4.3(15.4.h), DUB w pierwszym kwartale danego roku kalendarzowego wyznacza sprawność zgodnie ze wzorem powyżej, na podstawie danych za poprzedni rok kalendarzowy. 14.9.3 Ceny wymuszonej dostawy i ceny wymuszonego odbioru energii elektrycznej na RB dla JGO, JGZ3 i JGA (1) CWD i CWO dla każdej JGO, JGZ3 i JGA są wyznaczane dla każdego OREB doby handlowej. (2) CWD dla każdej JGO, JGZ3 i JGA dla danego OREB doby handlowej jest równa większej z wartości: (2.1) CEBPP dla danego OREB; oraz (2.2) CSDAC dla ORN odpowiadającego danemu OREB; pomniejszonej o COR dla tego OREB. (3) CWO dla każdej JGO, JGZ3 i JGA dla danego OREB doby handlowej jest równa mniejszej z wartości: (3.1) CEBPP dla danego OREB; oraz (3.2) CSDAC dla ORN odpowiadającego danemu OREB; pomniejszonej o COR dla tego OREB. 14.9.4 Jednostkowy koszt uprawnień do emisji CO2 (1) Jednostkowe koszty uprawnień do emisji CO2 są wyznaczane dla każdej JGW1 i JGW2 reprezentującej MWE cieplny dla każdej doby handlowej. Dla każdej JGZ1, JGZ2 oraz JGW1 i JGW2 reprezentującej MWE inny niż MWE cieplny, koszty uprawnień do emisji CO2 są równe 0 zł/MWh. (2) Jednostkowe koszty uprawnień do emisji CO2 dla danego pasma JGW1 i JGW2 reprezentującej MWE cieplne dla danej doby handlowej są określane dla dostawy (KCDCO2) i odbioru (KCOCO2) energii bilansującej w następujący sposób: (2.1) Dla dostawy energii bilansującej na RB: 𝐶𝑂 𝐶𝑂 𝐶𝑂 𝐾𝐶𝐷𝑗𝑑𝑝 = (𝑅𝐶𝑑+ + 𝐾𝑇 𝐶𝑂 ) ⋅ 𝑊𝑗𝑑 ⋅ 𝑊𝑆𝑗𝑝 (14.173) (2.2) Dla odbioru energii bilansującej z RB: 𝐶𝑂 𝐶𝑂 𝐶𝑂 𝐾𝐶𝑂𝑗𝑑𝑝 = (𝑅𝐶𝑑+ − 𝐾𝑇 𝐶𝑂 ) ⋅ 𝑊𝑗𝑑 ⋅ 𝑊𝑆𝑗𝑝 (14.174) gdzie: 𝐶𝑂 – Jednostkowy koszt uprawnień do emisji CO2 dla dostawy energii 𝐾𝐶𝐷𝑗𝑑𝑝 bilansującej na RB dla pasma mocy p JG j dla doby handlowej d [zł/MWh] 𝐶𝑂 – Jednostkowy koszt uprawnień do emisji CO2 dla odbioru energii 𝐾𝐶𝑂𝑗𝑑𝑝 bilansującej na RB dla pasma mocy p JG j dla doby handlowej d [zł/MWh] 𝐶𝑂 𝑅𝐶𝑑+ – Rozliczeniowa cena uprawnień do emisji CO2 dla doby handlowej d+1 wyznaczana w sposób określony w pkt (3) [zł/Mg CO2] 𝐾𝑇 𝐶𝑂 – Koszty transakcyjne uprawnień do emisji CO2 (zł/Mg CO2), odpowiadają kosztom zmiennym bezpośrednio związanym z dokonaną transakcją zakupu/sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na giełdzie, w związku z wymuszoną dostawą lub odbiorem energii bilansującej na RB. Koszty te na 2023 rok wynoszą 1,134 zł/Mg CO2. Koszty transakcyjne, począwszy od 2024 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; OSP dla 2024 roku i kolejnych lat, niezwłocznie po zatwierdzeniu taryfy OSP dla danego roku, publikuje na swojej stronie internetowej dla danego roku: (i) prognozowany średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług oraz (ii) koszty transakcyjne uprawnień do emisji CO2 𝐶𝑂 – Jednostkowy wskaźnik emisyjności paliwa podstawowego 𝑊𝑗𝑑 w zakresie CO2 JG j dla doby handlowej d, wyznaczony przez DUB na podstawie danych przekazanych w ramach obowiązku raportowania w EU ETS [Mg CO2/GJ] 𝑊𝑆𝑗𝑝 – Współczynnik przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną netto dla pasma mocy p JG j [GJ/MWh] (3) Cena RCCO2 dla danej doby handlowej jest wyznaczana jako średnia arytmetyczna z określonych indeksów cenowych (dalej nazywanych cenami) uprawnień do emisji CO2, wyznaczanych w tej dobie na rynkach spot oraz na rynkach terminowych. Cena RC CO2 dla danej doby handlowej jest wyznaczana w następujący sposób: 𝐶𝑆𝑑𝐸 + 𝐶𝑆𝑑𝑁 + 𝐶𝑆𝑑𝐼 + 𝐶𝑇𝑑𝐸 + 𝐶𝑇𝑑𝑁 + 𝐶𝑇𝑑𝐼 (14.175) 𝑅𝐶𝑑𝐶𝑂 = 𝑁𝑑 gdzie: 𝑅𝐶𝑑𝐶𝑂 – Rozliczeniowa cena uprawnień do emisji CO2 dla doby handlowej d [zł/Mg CO2] 𝐶𝑆𝑑𝐸 – Cena uprawnień do emisji CO2 na rynku spot giełdy EEX, określona podczas sesji notowań w dobie d (cena dla produktu: EEX EUA Spot) [zł/Mg CO2] 𝐶𝑆𝑑𝑁 – Cena uprawnień do emisji CO2 na giełdzie Nasdaq OMX, określona podczas sesji notowań w dobie d (cena dla produktu: NEDddmm-rr, gdzie „dd” oznacza dzień, „mm” – miesiąc i „rr” – rok notowania) [zł/Mg CO2] 𝐶𝑆𝑑𝐼 – Cena uprawnień do emisji CO2 na giełdzie ICE, określona podczas sesji notowań w dobie d (cena dla produktu: ECP-ICE EUA Daily Futures) [zł/Mg CO2] 𝐶𝑇𝑑𝐸 – Cena uprawnień do emisji CO2 w kontrakcie terminowym z dostawą w grudniu danego roku kalendarzowego, notowanym na rynku terminowym giełdy EEX, określona podczas sesji notowań w dobie d (cena dla produktu: EEX EUA Future Dec/rr, gdzie „rr” oznacza dwie ostatnie cyfry roku, w którym jest realizowana dostawa) [zł/Mg CO2] 𝐶𝑇𝑑𝑁 – Cena uprawnień do emisji CO2 w kontrakcie terminowym z dostawą w grudniu danego roku kalendarzowego, notowanym na rynku terminowym giełdy Nasdaq OMX, określona podczas sesji notowań w dobie d (cena dla produktu: NEDECrr, gdzie „rr” oznacza dwie ostatnie cyfry roku, w którym jest realizowana dostawa) [zł/Mg CO2] 𝐶𝑇𝑑𝐼 – Cena uprawnień do emisji CO2 w kontrakcie terminowym z dostawą w grudniu danego roku kalendarzowego, notowanym na rynku terminowym giełdy ICE, określona podczas sesji notowań w dobie d (cena dla produktu: C-EUA Future Decrr, gdzie „rr” oznacza dwie ostatnie cyfry roku, w którym jest realizowana dostawa) [zł/Mg CO2] 𝑁𝑑 – Łączna liczba notowań w dobie d na rynkach spot oraz na rynkach terminowych giełd, w ramach których to notowań zostały określone wartości cen, odpowiednio: 𝐶𝑆𝑑𝐸 , 𝐶𝑇𝑑𝐸 , 𝐶𝑆𝑑𝑁 , 𝐶𝑇𝑑𝑁 , 𝐶𝑆𝑑𝐼 lub 𝐶𝑇𝑑𝐼 , i jednocześnie informacja o tych wartościach jest dostępna dla OSP (4) Ceny CSE, CSN, CSI, CTE, CTN oraz CTI, określone podczas poszczególnych sesji notowań na poszczególnych giełdach, są przeliczane dla potrzeb wyznaczenia ceny RC CO2 z [EUR/EUA] na [zł/Mg CO2] według średniego kursu Narodowego Banku Polskiego z dnia, w którym odbywała się sesja notowań, a jeżeli kurs dla tego dnia nie został opublikowany, to do przeliczenia stosuje się kurs Narodowego Banku Polskiego opublikowany w najbliższym dniu z okresu poprzedniego. (5) Przy wyznaczaniu ceny RCCO2 dla doby handlowej d uwzględnia się ceny CTE, CTN oraz CTI dla kontraktów terminowych z najbliższym terminem dostawy. (6) W przypadku gdy dla danej doby handlowej w ramach sesji notowań na poszczególnych giełdach nie zostały określone wartości wszystkich cen, tj. CSE, CTE, CSN, CTN, CSI, CTI, lub informacja o wartości niektórych z tych cen nie jest dostępna dla OSP, to cena RCCO2 dla tej doby handlowej jest wyznaczana na podstawie tych cen spośród wyżej wymienionych, których wartość została wyznaczona i jest dostępna dla OSP. (7) W przypadku gdy dla danej doby handlowej nie jest możliwe wyznaczenie ceny RC CO2, to dla tej doby handlowej jako obowiązującą wartość ceny RCCO2 przyjmuje się wartość ceny RCCO2 równą średniej arytmetycznej z cen RCCO2 obowiązujących w 3 najbliższych dobach handlowych z okresu poprzedniego. 14.9.5 Ceny za uruchomienie JGW1 (1) Dla każdej JGW1 utworzonej z MWE cieplnego są wyznaczane ceny za uruchomienie (CU). (2) CU dla danej JGW1 jest określana w zł, dla poszczególnych stanów cieplnych tej JG – rodzajów uruchomienia: ze stanu gorącego (G), ciepłego (C) i zimnego (Z), na podstawie kosztu pojedynczego uruchomienia JGW1, obejmującego poniesione, od momentu rozpoczęcia uruchomienia JGW1 do momentu osiągnięcia mocy minimalnej, koszty: (2.1) Paliwa podstawowego, wyznaczone zgodnie z pkt 14.9.1.(6) z zastrzeżeniem, że dla JGW1 wykorzystującej jako paliwo podstawowe gaz ziemny składnik, o którym mowa w pkt 14.9.1.(6.1.a), wyznacza się jako średnią arytmetyczną cenę paliwa gazowego z rynku dnia następnego na giełdzie towarowej z zakończonego kwartału kalendarzowego, na której to giełdzie jest wykonywany obowiązek określony w art. 49b ust. 1 ustawy Prawo energetyczne; (2.2) Paliwa pomocniczego; (2.3) Gospodarczego korzystania ze środowiska, zagospodarowania odpadów paleniskowych i ubocznych produktów spalania; (2.4) Wody zdemineralizowanej; (2.5) Pary wodnej wykorzystanej na potrzeby uruchomienia JGW1; (2.6) Energii elektrycznej pobranej z systemu elektroenergetycznego na pokrycie potrzeb własnych uruchamianej JGW1; (2.7) Emisji dwutlenku węgla. W ramach kosztu uruchomienia JGW1 nie uwzględnia się kosztów zmiennych wytwarzania energii elektrycznej podczas uruchamiania tej JGW1. (3) W przypadku gdy CU wyznaczona zgodnie z pkt (2) jest mniejsza niż 0 zł, przyjmuje się wartość CU równą 0 zł. 14.10Zasady oznaczeń, dokładność i konwencja znaków w modelu rozliczeń (1) Wielkości energii zweryfikowanej, energii skorygowanej i energii rzeczywistej w zależności od znaku mają następującą interpretację: (1.1) Wartość dodatnia oznacza dostawę energii elektrycznej do obszaru objętego działaniem RB; (1.2) Wartość ujemna oznacza odbiór energii elektrycznej z obszaru objętego działaniem RB. (2) Wielkości energii zweryfikowanej, energii skorygowanej, energii rzeczywistej i energii odchylenia są wyznaczane z dokładnością do 0,001 MWh. (3) Ilości energii bilansującej w zależności od znaku mają następującą interpretację: (3.1) Wartość dodatnia oznacza dostawę energii bilansującej na RB; (3.2) Wartość ujemna oznacza odbiór energii bilansującej z RB. (4) Rozliczenia ilościowe energii bilansującej są realizowane z dokładnością do 0,001 MWh. (5) Rozliczenia wartościowe energii bilansującej są realizowane z dokładnością do 0,01 zł. (6) Wielkości mocy aktywowanej, mocy wykonanej i mocy dostarczonej są wyznaczane z dokładnością do 0,001 MW. (7) Rozliczenia ilościowe mocy bilansujących są realizowane z dokładnością do 0,001 MW-h. (8) Rozliczenia wartościowe mocy bilansujących są realizowane z dokładnością do 0,01 zł. (9) Wielkości rezerwy operacyjnej są wyznaczane z dokładnością do 0,001 MW. (10) Rozliczenia ilościowe rezerwy operacyjnej są realizowane z dokładnością do 0,001 MW-h. (11) Rozliczenia wartościowe rezerwy operacyjnej są realizowane z dokładnością do 0,01 zł. (12) Przy wyznaczaniu wielkości rozliczeniowych stosuje się ogólne metody zaokrągleń. 14.11Korygowanie rozliczeń (1) Każdy OR, a poprzez niego również DUB, w przypadku wykrycia jakichkolwiek nieprawidłowości w rozliczeniach, powinien niezwłocznie powiadomić o tym OSP. (2) W tym celu OR przesyła do OSP zgłoszenie korekty rozliczeń, w którym zamieszcza rodzaj błędu oraz wszystkie posiadane informacje na temat przyczyny wystąpienia błędu. (3) Po otrzymaniu przez OSP od OR zgłoszenia korekty rozliczeń OSP przeprowadza jego analizę i w przypadku stwierdzenia nieprawidłowości w wykonanych wcześniej rozliczeniach dokonuje ich korekty. Korekta jest również wykonywana w przypadku, gdy nieprawidłowość w rozliczeniach zostanie wykryta przez OSP. (4) Korekty rozliczeń mogą dotyczyć wyłącznie zakończonych (rozliczonych) okresów rozliczeniowych, czyli takich, dla których upłynął termin płatności. (5) Korekty rozliczeń są realizowane dla poszczególnych okresów rozliczeniowych (dekad) w określonych miesiącach kalendarzowych, zawierających się w okresie korygowania. Po upływie okresu korygowania rozliczenia są uznawane jako ostateczne, chyba, że potrzeba dokonania późniejszej ich korekty wynika z zastosowania błędnych danych rozliczeniowych lub niepoprawnego ich przetworzenia, czego skutkiem było błędne wyznaczenie kwoty należności. Rozliczenia dla dekad miesięcy kalendarzowych są objęte okresem korygowania o długości 15 miesięcy. Korekta rozliczeń dla poszczególnych dekad miesiąca m jest wykonywana w miesiącach m+2, m+4, m+8 oraz m+15. (6) Korekty rozliczeń są wykonywane pomiędzy 1. a 17. dniem każdego miesiąca kalendarzowego na podstawie zgłoszeń nieprawidłowości w rozliczeniach zgromadzonych i rozpatrzonych przez OSP do ostatniego dnia poprzedniego miesiąca. (7) W ramach korygowania rozliczeń jest powtarzany proces rozliczeń dla okresu rozliczeniowego, którego dotyczy korekta. (8) Po skorygowaniu rozliczeń OSP tworzy raport handlowy korygujący i przesyła go do wszystkich OR. Raport handlowy korygujący jest podstawą do wystawienia faktur korygujących.