Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce. rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE

Save this PDF as:
 WORD  PNG  TXT  JPG

Wielkość: px
Rozpocząć pokaz od strony:

Download "Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce. rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE"

Transkrypt

1 Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce ETAP III: Opracowanie szczegółowego rozwiązania mechanizmów DSR dla KSE Opracowanie wykonane na zlecenie PSE Operator S.A. w ramach umowy nr DO/411/BK/2008 zawartej pomiędzy PSE Operator S.A. a Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii spółka z ograniczoną odpowiedzialnością ( CATA ) Konstancin-Jeziorna, 30 kwietnia 2010 roku wersja 2.1.

2 SPIS TREŚCI 1. WPROWADZENIE PROPONOWANE MECHANIZMY DSR DLA KRAJOWEGO RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ ZASADY FUNKCJONOWANIA REKOMENDOWANYCH PROGRAMÓW DSR PROGRAMY OSP (BODŹCOWE PROGRAMY DSR) Program przeciwawaryjnej odpowiedzi strony popytowej () Taryfy z wyłączeniem () Bezpośrednie sterowanie odbiorem (DLC) PROGRAMY SPRZEDAWCÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ (TARYFOWE PROGRAMY DSR) Taryfy wielostrefowe (TOU) Uczestnicy programu taryfy wielostrefowe Wymagania wobec odbiorców uczestniczących w programie taryfy wielostrefowe Realizacja programu Rozliczanie usługi DSR Taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP) Uczestnicy programu taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP) Wymagania wobec odbiorców uczestniczących w programie Realizacja programu Rozliczanie usługi DSR Wsparcie taryfowych programów DSR przez operatorów sieciowych PODMIOTY UCZESTNICZĄCE W PROPONOWANYCH PROGRAMACH DSR I ICH FUNKCJE Operator Systemu Przesyłowego Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych Niezależny Operator Pomiarów (NOP) URB typu odbiorca końcowy (URB OK ) Odbiorcy energii Sprzedawcy energii elektrycznej Urzędy centralne i ineresariusze (URE, MG, UOKiK, jednostki samorządu terytorialnego) SZCZEGÓŁOWE ZASADY DZIAŁANIA PROPONOWANYCH MECHANIZMÓW DSR NALEŻĄCYCH DO OSP UCZESTNICY POSZCZEGÓLNYCH PROGRAMÓW DSR Program i Program DLC WYMAGANIA TECHNICZNE WOBEC UCZESTNIKÓW POSZCZEGÓLNYCH PROGRAMÓW DSR Program Wymagania wobec urządzeń uczestnika programu, poprzez które świadczona jest usługa redukcji obciążenia Wymagania wobec układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami (smart meter) Program Wymagania wobec urządzeń uczestnika programu, poprzez które świadczona jest usługa redukcji obciążenia Wymagania wobec układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami (smart meter) Program DLC Wymagania wobec urządzeń uczestnika programu, poprzez które świadczona jest usługa redukcji obciążenia Strona 2 z 98

3 Wymagania wobec układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami (smart meter) WYMAGANIA FORMALNE WOBEC UCZESTNIKÓW POSZCZEGÓLNYCH PROGRAMÓW DSR Wymagania ogólne Umowy o świadczenie usługi redukcji obciążenia Zmiany w umowach przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej Umowa przesyłania pomiędzy OSP a NOP Umowa dystrybucji pomiędzy OSD a NOP Umowa przesyłania pomiędzy OSP a OSD Umowa dystrybucji pomiędzy OSD a URB Umowy pomiędzy NOP a URB i sprzedawcami energii elektrycznej FUNKCJONOWANIE PROGRAMÓW DSR Aktywacja programów DSR Program Program Program DLC Realizacja programów DSR Program Program Program DLC UWZGLĘDNIENIE USŁUGI REDUKCJI OBCIĄŻENIA W PROCESACH PLANOWANIA I PROWADZENIA RUCHU Zmiany w procesach planowania operatywnego Zmiany w procesach prowadzenia ruchu ZASADY PRZETWARZANIA DANYCH POMIAROWYCH Zasady ogólne Pozyskiwanie danych pomiarowych przez OSP oraz danych pomiarowych przez OSD Przekazywanie danych pomiarowych pomiędzy OSD a NOP Przekazywanie danych pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych pomiędzy NOP a OSP Przekazywanie danych pomiarowych pomiędzy OSP a NOP Przekazywanie danych pomiarowych pomiędzy NOP a URB i sprzedawcami energii elektrycznej WYZNACZANIE WIELKOŚCI ZREALIZOWANEJ REDUKCJI Zasady ogólne Program i Program DLC CENY ROZLICZENIOWE USŁUGI REDUKCJI OBCIĄŻENIA Program Program Program DLC ROZLICZANIE USŁUGI REDUKCJI OBCIĄŻENIA Zasady ogólne i dokładność rozliczeń usługi redukcji obciążenia Rozliczenia ilościowe i wartościowe usługi redukcji obciążenia Program Program Program DLC Fakturowanie i rozliczenia finansowe Udostępnianie danych rozliczeniowych Dane dobowe RDDSR Dane miesięczne RHDSR Dane skorygowane RHKDSR Strona 3 z 98

4 Kary za niezrealizowanie redukcji obciążenia Program Program Program DLC WYMAGANE ZMIANY LEGISLACYJNE ZMIANY DOTYCZĄCE WYMAGAŃ TECHNICZNYCH DLA UKŁADÓW POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH ENERGII ELEKTRYCZNEJ ZMIANY DOTYCZĄCE KOSZTÓW PONOSZONYCH PRZEZ OPERATORÓW SIECIOWYCH W WYNIKU ŚWIADCZENIA PRZEZ ODBIORCÓW USŁUGI REDUKCJI OBCIĄŻENIA Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej Koszty usług jakościowych WPROWADZENIE STREFOWOŚCI W TARYFACH PRZESYŁOWYCH I DYSTRYBUCYJNYCH OBOWIĄZEK ZATWIERDZANIA TARYF ENERGII ELEKTRYCZNEJ DLA WSZYSTKICH ODBIORCÓW PROPOZYCJA ZMIAN LEGISLACYJNYCH WSPIERAJĄCYCH WDROŻENIE PROPONOWANYCH MECHANIZMÓW DSR Rozporządzenie MG w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego Rozporządzenie MG w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną Pozostałe zmiany Wprowadzenie strefowości w taryfach dystrybucyjnych Obowiązek zatwierdzania taryf energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców Strona 4 z 98

5 1. Wprowadzenie Opracowana w ramach etapu II niniejszego zadania koncepcja wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej przewiduje wdrożenie dwóch grup programów DSR: Zaliczanych do grupy tzw. programów bodźcowych, których właścicielem będzie operator systemu przesyłowego (OSP). Zaliczanych do grupy tzw. programów taryfowych, których właścicielami będą Sprzedawcy energii elektrycznej. Z przeprowadzonej w ramach ww. etapu analizy uwarunkowań dotyczących wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii wynika, że w Polsce istnieje potencjał strony popytowej możliwy do wykorzystania w celu poprawy zarówno warunków bilansowania systemu elektroenergetycznego jak i zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Różne formy zarządzania popytem mogą przy tym znaleźć zastosowanie zarówno podczas normalnej pracy systemu elektroenergetycznego wyrównywanie obciążenia, jak i w stanach zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii oraz w stanach awaryjnych, np. do selektywnego wyłączania odbiorników. Z punktu widzenia sterowania pracą systemu elektroenergetycznego reakcja strony popytowej może funkcjonować jako narzędzie wspomagające OSP w procesie zarządzania mocą w różnych horyzontach czasowych. Rola, jaką odgrywają programy DSR w procesach planowania oraz sterowania pracą systemu elektroenergetycznego zależy od czasu reakcji odbiorcy. Przykładowo, taryfy czasu rzeczywistego (RTP) czy też programy licytacji popytu (DBP) oddziałują na plany i harmonogramy wytwarzania w zakresie rynku dnia następnego, podczas gdy taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP) oraz programy taryf z wyłączeniem () oddziałują na rozdział obciążeń, a tym samym mają wpływ na sterowanie bieżące, realizowane w czasie rzeczywistym. Taryfy wielostrefowe (TOU) nie wywołują tak szybkiej reakcji, dlatego też mogą być postrzegane jako zasoby energetyczne wykorzystywane podczas procesu planowania pracy systemu elektroenergetycznego w perspektywie miesięcy poprzedzających fizyczne dostawy energii. Natomiast efektywność energetyczna może oddziaływać w zakresie długoterminowego planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego. Spośród ww. różnych programów DSR, do wdrożenia w warunkach krajowych zaproponowano te programy, których oddziaływanie na system można wykorzystać w trakcie planowania oraz prowadzenia ruchu systemu elektroenergetycznego. Są one szczególnie atrakcyjne z punku widzenia OSP, ponieważ mogą być przez niego wykorzystane do zapewnienia krótkookresowego bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Uwzględniając powyższe uwarunkowania zarekomendowano wdrożenie następujących bodźcowych programów DSR (o charakterze antyawaryjnym), których właścicielem będzie operator systemu przesyłowego: 1. Program przeciwawaryjnej odpowiedzi strony popytowej (). Strona 5 z 98

6 2. Taryfy z wyłączeniem (). 3. Bezpośrednie sterowanie odbiorem (DLC). Uwzględniając strukturę podmiotową polskiego rynku energii elektrycznej i relacje pomiędzy poszczególnymi podmiotami, uczestnikami programów DSR, których właścicielem będzie OSP, powinni być następujący użytkownicy systemu elektroenergetycznego: URB OK i URD typu odbiorca udział bezpośredni po spełnieniu warunków technicznych określonych przez OSP. URB będący jednocześnie podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie handlowe obsługiwanych przez siebie odbiorców funkcja agregatora odbiorców indywidualnych uczestniczących w programie w sposób pośredni. Długoterminowe zwiększenie bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego można uzyskać wpływając na zachowania odbiorców energii w zakresie zużycia energii elektrycznej. Zachowania te powinny być ukierunkowane na zwiększenie efektywności zużywanej przez nich energii elektrycznej, prowadzącej w konsekwencji do dobowego wyrównania krzywej zużycia. Najistotniejszymi czynnikami wpływającymi na te zachowania są koszty i świadomość odbiorców. Najskuteczniejszym narzędziem do osiągnięcia tego typu celów są programy DSR oparte na taryfach wielostrefowych. W ramach tego typu mechanizmów zarekomendowano wdrożenie następujących programów DSR, których właścicielami będą sprzedawcy energii elektrycznej: 1. Taryfy wielostrefowe (TOU). 2. Taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP). Programy DSR, których właścicielami są sprzedawcy energii elektrycznej powinny być kierowane do odbiorców końcowych należących do różnych grup taryfowych, którzy nie uczestniczą samodzielnie w hurtowym rynku energii elektrycznej. Wdrożenie proponowanych taryfowych programów DSR powinno być wspierane przez operatorów systemów (OSP i OSD) z wykorzystaniem odpowiedniej konstrukcji taryf usług przesyłowych i dystrybucyjnych. Oznacza to, że taryfy usług przesyłowych i dystrybucyjnych również powinny być zróżnicowane w poszczególnych godzinach doby i dopasowane do dobowej i sezonowej zmienności zapotrzebowania na energię elektryczną oraz cen energii i kosztów jej dostarczenia w poszczególnych godzinach doby. Jest to zgodne z zakładanymi w Polityce energetycznej Polski do 2030 roku działaniami na rzecz poprawy efektywności energetycznej, które przewidują zastosowanie technik zarządzania popytem (Demand Side Management). Obejmują one stymulowanie poprzez m.in. zróżnicowanie dobowe stawek opłat dystrybucyjnych oraz cen energii elektrycznej w oparciu o ceny referencyjne będące wynikiem wprowadzenia rynku dnia bieżącego oraz przekazanie sygnałów cenowych odbiorcom za pomocą zdalnej dwustronnej komunikacji z licznikami elektronicznymi. Przeprowadzone w ramach etapu II analizy pozwoliły zidentyfikować występujące ograniczenia, które w znacznym stopniu limitują pełne wdrożenie proponowanych Strona 6 z 98

7 mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej. Podstawowymi ograniczeniami są: Obecny system opomiarowania, oparty w dużej mierze na licznikach indukcyjnych, który uniemożliwia wdrożenie programów DSR opartych na taryfach wielostrefowych dla wszystkich odbiorców oraz znacznie ogranicza wdrożenie bodźcowych programów DSR. Regulacja cen dla odbiorców z grupy taryfowej G (odbiorcy z tej grupy zużywają około 25% całkowitego wolumenu zużywanej energii elektrycznej), która uniemożliwia wdrożenie taryfowych programów DSR dla gospodarstw domowych. Pomimo występujących ww. ograniczeń możliwe jest rozpoczęcie procesu wdrażania proponowanych mechanizmów DSR w obecnych warunkach. Aktualnie odbiorcy zaliczani do grup taryfowych A23, B23, C23, B22, C22, C12 w dużej części posiadają układy pomiarowe umożliwiające weryfikację wykonanej redukcji. Jednocześnie od stycznia 2008 roku taryfy dla sprzedaży energii elektrycznej dla ww. grup odbiorców nie są już regulowane (zatwierdzane przez Prezesa URE). Aby wdrożyć proponowane programy DSR w warunkach krajowych oprócz spełnienia uwarunkowań technicznych udziału użytkowników systemu w proponowanych programach, muszą dodatkowo zaistnieć odpowiednie bodźce ekonomiczne skierowane do odbiorców energii elektrycznej. Najistotniejszym czynnikiem powodującym, że odbiorca przystąpi do danego programu są korzyści ekonomiczne jakie odbiorca może osiągnąć z tytułu uczestnictwa w danym programie oraz świadomość odbiorcy, że redukując swoje obciążenie, czy też przesuwając je w czasie, przyczynia się do poprawy warunków bilansowania i/lub poprawy bezpieczeństwa dostaw systemu elektroenergetycznego, powodując w ten sposób obniżenie całkowitych kosztów dostaw energii elektrycznej, co w rezultacie może mieć pozytywny wpływ na wysokość taryfy przesyłowej i dystrybucyjnej. W niniejszym etapie pracy przedstawiono opis szczegółowych rozwiązań mechanizmów DSR dla Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), na poziomie umożliwiającym ich dalszą implementację w regulacjach prawnych oraz odpowiednich regulaminach i instrukcjach, w tym: Model biznesowy rynku usług DSR, zawierający określenie podmiotów uczestniczących w poszczególnych programach DSR i ich ról. Model ekonomiczny kontraktowania i rozliczania usług DSR. Rozwiązania techniczne, m.in. model i zakres wymiany informacji pomiędzy podmiotami rynku usług DSR, sposób działania układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami (smart meter). Wymagane rozwiązania legislacyjne umożliwiające pełne wdrożenie proponowanych programów DSR. Strona 7 z 98

8 2. Proponowane mechanizmy DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej zasady funkcjonowania rekomendowanych programów DSR W koncepcji wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej zarekomendowano implementację programów DSR, mających na celu zarówno poprawę warunków bilansowania systemu elektroenergetycznego i zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej jak i ukierunkowanych na zwiększenie efektywności zużycia energii elektrycznej przez odbiorców końcowych, prowadzącej do dobowego wyrównania krzywej zużycia energii elektrycznej. Realizacja pierwszego celu jest możliwa dzięki programom DSR, których właścicielem będzie operator systemu przesyłowego (OSP), a drugiego dzięki programom DSR, których właścicielami będą sprzedawcy energii elektrycznej. W niniejszej części opracowania przedstawiono krótki opis zasad działania rekomendowanych do wdrożenia programów DSR oraz podstawowe funkcje podmiotów uczestniczących w tych programach Programy OSP (bodźcowe programy DSR) W koncepcji wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej zarekomendowano trzy programy DSR, których właścicielem będzie operator systemu przesyłowego. Programy te należą do grupy tzw. programów bodźcowych i polegają na redukcji maksymalnych obciążeń szczytowych, dzięki czemu umożliwiają OSP wykorzystanie istniejących zasobów strony popytowej do zapewnienia krótkookresowego bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Proponowane mechanizmy DSR będą mogły być stosowane przez OSP w procesie planowania pracy systemu elektroenergetycznego, w przypadkach braku wymaganych operacyjnych rezerw mocy, jako: Środek mający na celu usunięcie zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i zapobieżenie jego negatywnym skutkom. Mechanizm uzupełniający i poprzedzający wprowadzenie administracyjnych ograniczeń w poborze energii elektrycznej. Zgodnie ze znowelizowaną ustawą Prawo energetyczne wprowadzenie ograniczeń w poborze energii elektrycznej powinno zostać poprzedzone wszelkimi możliwymi działaniami przy wykorzystaniu dostępnych środków mających na celu usunięcie tego zagrożenia i zapobieżenie jego negatywnym skutkom. Działania te powinny zostać realizowane przez OSP we współpracy z użytkownikami systemu elektroenergetycznego. Bodźcowe programy DSR są jednym z możliwych środków mających na celu usunięcie występującego zagrożenia. Ze względu na to,że są one dobrowolne i uzależnione od zainteresowania odbiorców generowanymi przez nie zachętami finansowymi (bodźcami) pozwalają na uzyskanie efektów w postaci redukcji maksymalnych obciążeń szczytowych Strona 8 z 98

9 od 4% do 9% 1 mocy szczytowej danego systemu elektroenergetycznego. Uwzględniając powyższe oraz maksymalne zapotrzebowanie na moc w KSE (maksymalne zapotrzebowanie na moc w KSE wystąpiło 26 stycznia o godzinie i wynosiło MW) można powiedzieć, że wdrożenie bodźcowych mechanizmów DSR w warunkach krajowych powinno umożliwić obniżenie mocy szczytowej o około MW. Porównując powyższe oczekiwania dotyczące obniżenia mocy szczytowej w KSE w wyniku działania programów DSR z prognozowanymi efektami jakie przyniosą planowane ograniczenia w poborze energii elektrycznej określone w Planie ograniczeń OSP można przyjąć, że są one do osiągnięcia. Prognozowane obniżenie pobieranej mocy przez odbiorców w Planie ograniczeń OSP wynosi od 921 MW dla 12 stopnia zasilania (jest to pierwszy stopień, który wprowadza ograniczenia w poborze mocy przez odbiorców) co odpowiada około 3,6% maksymalnego zapotrzebowania na moc w KSE. Podobne efekty, jak w przypadku działań administracyjnych jakimi jest wprowadzanie ograniczeń w poborze energii elektrycznej, można uzyskać w wyniku dobrowolnego działania odbiorcy, w ramach programy DSR, pod warunkiem, że w wyniku takiego działania odbiorca uzyska zadowalający korzyści ekonomiczne. Na podstawie analiz przeprowadzonych w ramach etapu II niniejszego zadania wynika, że wdrożenie bodźcowych programów DSR może pozwolić na ograniczenie mocy szczytowej o około 5,5% maksymalnego zapotrzebowania na moc w KSE (co odpowiada MW), przy czym największymi możliwościami w ograniczeniu mocy szczytowej dysponują odbiorcy przyłączeni do niskiego napięcia. Jednak udział tego typu odbiorców w programach DSR wymaga wymiany obecnego systemu opomiarowania, opartego w dużej mierze na licznikach indukcyjnych i uniemożliwiającego udział małych odbiorców, w tym odbiorców w gospodarstwach domowych, w bodźcowych programach DSR Program przeciwawaryjnej odpowiedzi strony popytowej () Program polega na dobrowolnym zmniejszeniu obciążenia przez odbiorcę w zamian za wynagrodzenie przysługujące według stawek ustalonych w programie. Przystąpienie do programu jest dobrowolne, uczestnik programu bierze w nim udział na podstawie umowy o świadczenie usługi redukcji obciążenia, zawieranej z OSP. Uczestnikami programu mogą być: 1. URB typu odbiorca końcowy (URB OK ) lub odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej, który nie prowadzi samodzielnie działalności na rynku bilansującym (RB) 2, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP udział bezpośredni. 1 2 Na podstawie efektów wprowadzenia mechanizmów DSR w USA, określonych w ramach I etapu zadania szczegółowego. Zgodnie z IRiESP użytkownik systemu będący URB OK przyłączonym do podstawowego obszaru RB może umocować innego URB, który w ramach swojej JG odbiorczej będzie odpowiedzialny za jego bilansowanie handlowe na RB i w ramach tego będzie: Zgłaszał do realizacji Umów Sprzedaży Energii Rozliczał z OSP niezbilansowanie wynikające z różnicy pomiędzy ilością energii z przyjętych do realizacji Umów Sprzedaży Energii oraz rzeczywistą ilością dostaw energii. Strona 9 z 98

10 2. Uczestnik Rynku Detalicznego (URD) typu odbiorca, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP udział bezpośredni, jeżeli spełnia wymagania określone przez OSP, dotyczące warunków technicznych udziału w programie i wielkości wyłączanej/ redukowanej mocy, lub udział pośredni za pośrednictwem URB, o którym mowa w pkt 3. poniżej. 3. URB będący podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie handlowe odbiorców funkcja agregatora (bezpośrednio lub za pośrednictwem sprzedawców energii) obsługiwanych odbiorców uczestniczących w programie w sposób pośredni: URD typu odbiorca i ewentualnie obsługiwanych odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej, którzy nie prowadzą samodzielnie działalności na rynku bilansującym. Agregowani przez URB odbiorcy są reprezentowani w JG O tego URB. Aktywacja programu dokonywana jest przez OSP z co najmniej 3-godzinnym wyprzedzeniem, przy czym: 1. W dobie n-1, OSP, w przypadku stwierdzenia, w procesie planowania pracy systemu elektroenergetycznego, braku wymaganych operacyjnych rezerw mocy dla doby n, informuje uczestników programu o możliwości jego aktywacji w dobie n. Uczestnicy programu są informowani przez OSP o możliwości aktywacji programu za pośrednictwem systemu komunikacji ustalonego w programie 3. OSP podaje prognozowany okres, w którym program będzie aktywowany, określając jego godzinę początkową i końcową oraz prognozowaną wymaganą wielkość redukcji obciążenia w każdej godzinie okresu aktywacji programu. Dodatkowo, informacja o możliwości aktywacji programu może zawierać wymaganą wielkość redukcji obciążenia w poszczególnych lokalizacjach KSE. 2. OSP aktywuje program za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, podając godzinę jego aktywacji i zakończenia oraz wymaganą wielkość redukcji obciążenia (ewentualnie wymaganą wielkość redukcji obciążenia w poszczególnych lokalizacjach KSE) w każdej godzinie okresu aktywacji programu. Informacja o aktywacji programu musi być przekazana jego uczestnikom z co najmniej 3-godzinnym wyprzedzeniem. Uczestnik programu w odpowiedzi na informację o możliwości aktywacji programu dokonuje oceny swoich zasobów w ramach odpowiedzi strony popytowej i określa wielkość możliwej redukcji swojego obciążenia w wymaganym okresie, przekazując do OSP za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, wielkość tej redukcji w poszczególnych godzinach aktywacji programu. Deklaracja uczestnika programu dotycząca wielkości 3 Np. wiadomość do uczestników pod wskazane adresy poczty elektronicznej lub za pomocą automatycznego połączenia telefonicznego na podany numer kontaktowy (rozwiązanie stosowane przez operatora NYISO w jego programie ). Strona 10 z 98

11 możliwej redukcji powinna zostać przekazana do OSP w ciągu 2 godzin od ogłoszenia informacji o możliwości aktywacji programu. Po zebraniu deklaracji uczestników programu dotyczących redukcji obciążenia OSP akceptuje (lub odrzuca) ofertę uczestnika programu dotyczącą redukcji obciążenia, wysyłając do uczestnika programu odpowiedni komunikat za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, zawierający informację o wymaganej przez OSP redukcji w poszczególnych godzinach. Zadeklarowana przez uczestnika programu i zaakceptowana przez OSP redukcja powinna zostać zrealizowana po aktywacji programu, na polecenie OSP. Polecenie redukcji obciążenia jest przekazywane uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej). W przypadku URD typu odbiorca w gospodarstwie domowym lub mały odbiorca redukcja obciążenia powinna polegać na automatycznym wyłączeniu urządzeń odbiorcy za pośrednictwem inteligentnego licznika energii elektrycznej. Zakończenie realizacji programu następuje po ogłoszeniu przez OSP za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, przy czym zakończenie programu może nastąpić wcześniej niż to było planowane w momencie jego aktywacji. W przypadku wcześniejszego, niż to było planowane, zakończenia programu muszą także zostać przekazane odpowiednie komunikaty uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej) dotyczące odwołania wcześniejszych poleceń redukcji obciążenia. W dobie n+1 dokonywana jest weryfikacja wykonanej redukcji obciążenia przez każdego uczestnika programu, który otrzymał polecenie wykonania tej redukcji. Rozliczeniu podlega wielkość zrealizowanej redukcji, określana dla każdej godziny doby, w której był aktywowany program. Wielkość zrealizowanej redukcji jest wyznaczana dla danego uczestnika programu według następujących zasad: W przypadku, gdy redukcja obciążenia polegała na odłączeniu od sieci określonych urządzeń uczestnika programu (stwierdzonego na podstawie stanu wyłącznika w tej godzinie) wielkość zrealizowanej redukcji w pierwszej godzinie i w godzinach następnych objętych okresem aktywacji programu (w których wyłącznik był otwarty) jest równa ilości pobieranej energii przez to urządzenie w godzinie poprzedzającej wyłączenie. W przypadku, gdy redukcja obciążenia polegała na obniżeniu pobieranej ilości energii przez uczestnika programu (bez wyłączania urządzeń) wielkość zrealizowanej redukcji w danej godzinie okresu aktywacji programu jest wyznaczana jako różnica pomiędzy średnim obciążeniem danego uczestnika programu (profilem danego uczestnika programu wyznaczonym dla różnych typowych dni roku i zapisanym w umowie dotyczącej uczestnictwa odbiorcy w programie) i obciążeniem zmierzonym w tej godzinie. Strona 11 z 98

12 Godzinowa cena za redukcję obciążenia jest równa większej z dwóch wartości: ceny CRO jaka została wyznaczona na RB dla tej godziny doby i ceny minimalnej określonej w umowie dotyczącej uczestnictwa odbiorcy w programie. Okresem rozliczeniowym usługi jest miesiąc kalendarzowy, a rozliczenie odbywa się na podstawie raportu opracowanego przez OSP i uzgodnionego z uczestnikiem programu. Raport zawiera rozliczenie ilościowe usługi i należność za usługę w okresie rozliczeniowym Taryfy z wyłączeniem () Program polega na zmniejszeniu obciążenia przez uczestnika programu (albo na wprowadzeniu przerwy w dostawie energii elektrycznej) w godzinach charakteryzujących się wysokimi cenami energii elektrycznej w warunkach krajowych wartości prognozowanej ceny rozliczeniowej odchylenia (CRO) wyznaczanej na rynku bilansującym w zamian za wynagrodzenie przysługujące według stawek ustalonych w programie. Przystąpienie do programu jest dobrowolne. Uczestnik programu bierze w nim udział na podstawie umowy o świadczenie usługi redukcji obciążenia, zawieranej z OSP, która określa progowe wartości cen energii elektrycznej, przy których odbiorca zobowiązuje się dokonać redukcji swojego obciążenia. Umowa może określać także maksymalną wielkość wyłączanej/ redukowanej mocy, maksymalną liczbę wyłączeń/ redukcji w określonym okresie oraz maksymalny czas trwania tych wyłączeń/ redukcji. Uczestnikami programu mogą być: 1. URB typu odbiorca końcowy (URB OK ) lub odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej, który nie prowadzi samodzielnie działalności na rynku bilansującym, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP udział bezpośredni. 2. Uczestnik Rynku Detalicznego (URD) typu odbiorca, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP udział pośredni za pośrednictwem URB, o którym mowa w pkt 3. poniżej. 3. URB będący podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie handlowe odbiorców funkcja agregatora (bezpośrednio lub za pośrednictwem sprzedawców energii) obsługiwanych odbiorców uczestniczących w programie w sposób pośredni: URD typu odbiorca i ewentualnie obsługiwanych odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej, którzy nie prowadzą samodzielnie działalności na rynku bilansującym. Agregowani przez URB odbiorcy są reprezentowani w JG O tego URB. Aktywacja programu dokonywana jest przez OSP z co najmniej 3-godzinnym wyprzedzeniem, przy czym: 1. W dobie n-1, OSP, w przypadku stwierdzenia, w procesie planowania pracy systemu elektroenergetycznego, braku wymaganych operacyjnych rezerw mocy dla doby n, informuje uczestników programu o możliwości jego aktywacji w dobie n. Strona 12 z 98

13 Uczestnicy programu są informowani przez OSP o możliwości aktywacji programu za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji. OSP podaje prognozowany okres, w którym program będzie aktywowany, określając jego godzinę początkową i końcową. 2. OSP aktywuje program za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, podając godzinę jego aktywacji i zakończenia z co najmniej 3-godzinnym wyprzedzeniem oraz prognozowaną wysokość ceny CRO w każdej godzinie okresu aktywacji programu. Uczestnik programu w odpowiedzi na aktywację programu przez OSP powinien zrealizować określoną w umowie redukcję obciążenia we wszystkich godzinach objętych okresem aktywacji programu, w których wysokość prognozowanej ceny CRO jest wyższa od progowej ceny energii elektrycznej określonej w umowie o świadczenie usługi redukcji obciążenia. Program nie wymaga przekazywania poleceń OSP dotyczących realizacji określonej redukcji przez uczestnika programu. W tym programie uczestnik programu otrzymuje informację o prognozowanych wartościach cen CRO, na podstawie której powinien dokonać redukcji obciążenia. Jednak w celu uzyskania pewności, że określona redukcja zostanie zrealizowana i zwolnienia uczestnika programu z obowiązku porównywania cen, proponuje się, żeby OSP przekazywał polecenia dotyczące wymaganej redukcji również w tym programie. Polecenie redukcji obciążenia jest przekazywane uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej). W przypadku URD typu odbiorca w gospodarstwie domowym lub mały odbiorca redukcja obciążenia powinna polegać na automatycznym wyłączeniu urządzeń odbiorcy za pośrednictwem inteligentnego licznika energii elektrycznej. Zakończenie realizacji programu następuje po ogłoszeniu przez OSP za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, przy czym zakończenie programu może nastąpić wcześniej niż to było planowane w momencie jego aktywacji. W przypadku wcześniejszego, niż to było planowane, zakończenia programu muszą także zostać przekazane odpowiednie komunikaty uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej) dotyczące odwołania wcześniejszych poleceń redukcji obciążenia. W dobie n+1 dokonywana jest weryfikacja wykonanej redukcji obciążenia przez każdego uczestnika programu, który otrzymał polecenie wykonania tej redukcji. Rozliczeniu podlega wielkość zrealizowanej redukcji, określana dla każdej godziny doby, w której był aktywowany program. Wielkość zrealizowanej redukcji jest wyznaczana dla danego uczestnika programu według następujących zasad: W przypadku, gdy redukcja obciążenia polegała na odłączeniu od sieci określonych urządzeń uczestnika programu (stwierdzonego na podstawie stanu wyłącznika w tej Strona 13 z 98

14 godzinie) wielkość zrealizowanej redukcji w pierwszej godzinie i w godzinach następnych objętych okresem aktywacji programu (w których wyłącznik był otwarty) jest równa ilości pobieranej energii przez to urządzenie w godzinie poprzedzającej wyłączenie. W przypadku, gdy redukcja obciążenia polegała na obniżeniu pobieranej ilości energii przez uczestnika programu (bez wyłączania urządzeń) wielkość zrealizowanej redukcji w danej godzinie okresu aktywacji programu jest wyznaczana jako różnica pomiędzy średnim obciążeniem danego uczestnika programu (profilem danego uczestnika programu wyznaczonym dla różnych typowych dni roku i zapisanym w umowie dotyczącej uczestnictwa odbiorcy w programie) i obciążeniem zmierzonym w tej godzinie. Godzinowa cena za redukcję obciążenia jest równa większej z dwóch wartości: ceny CRO jaka została wyznaczona na RB dla tej godziny doby i progowej wartość ceny rozliczeniowej odchylenia, przy której uczestnik programu zobowiązuje się dokonać redukcji swojego obciążenia, określonej w umowie o świadczenie usługi redukcji obciążenia. Okresem rozliczeniowym usługi jest miesiąc kalendarzowy, a rozliczenie odbywa się na podstawie raportu opracowanego przez OSP i uzgodnionego z uczestnikiem programu. Raport zawiera rozliczenie ilościowe usługi i należność za usługę w okresie rozliczeniowym Bezpośrednie sterowanie odbiorem (DLC) Program polega na zdalnym wyłączeniu urządzeń odbiorcy. Decyzja o wyłączeniu odbioru wynika z zaistnienia warunków zagrażających niezawodności pracy systemu elektroenergetycznego, a czas pomiędzy przekazaniem polecenia dotyczącego wyłączenia urządzeń odbiorcy a ich wyłączeniem jest bardzo krótki z reguły nie dłuższy niż 15 minut. Odbiorcy uczestniczący w programie bezpośredniego sterowania odbiorem w zamian za ograniczenie poboru energii elektrycznej otrzymują wynagrodzenie przysługujące według stawek ustalonych w programie. Przystąpienie do programu jest dobrowolne. Uczestnik programu bierze w nim udział na podstawie umowy o świadczenie usługi redukcji obciążenia, zawieranej z OSP, która określa maksymalną wielkość wyłączanej mocy, maksymalną liczbę wyłączeń w określonym okresie oraz maksymalny czas trwania tych wyłączeń. Uczestnikami programu DLC mogą być następujące podmioty, które spełniają wymagania określone przez OSP, dotyczące warunków technicznych udziału w programie i wielkości wyłączanej mocy: 1. URB typu odbiorca końcowy (URB OK ), dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone w sposób automatyczny, na polecenie OSP udział bezpośredni. 2. Odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej, który nie prowadzi samodzielnie działalności na rynku bilansującym, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone (lub możliwe jest zredukowanie obciążenia odbiorcy) na polecenie OSP udział bezpośredni. Strona 14 z 98

15 3. Uczestnik Rynku Detalicznego (URD) typu odbiorca, dysponujący odbiorami, które mogą być wyłączone w sposób automatyczny, na polecenie OSP udział bezpośredni. Aktywacja programu DLC dokonywana jest przez OSP z co najmniej 1-godzinnym wyprzedzeniem, przy czym: 1. W dobie n-1, OSP, w przypadku stwierdzenia, w procesie planowania pracy systemu elektroenergetycznego, braku wymaganych operacyjnych rezerw mocy dla doby n, informuje uczestników programu o możliwości jego aktywacji w dobie n. Uczestnicy programu są informowani przez OSP o możliwości aktywacji programu za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji. OSP podaje prognozowany okres, w którym program będzie aktywowany, określając jego godzinę początkową i końcową. Dodatkowo, informacja o możliwości aktywacji programu może zawierać wymaganą wielkość redukcji obciążenia w poszczególnych lokalizacjach KSE. 2. OSP aktywuje program za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, podając godzinę jego aktywacji i zakończenia z co najmniej 1-godzinnym wyprzedzeniem. Wyłączenie odbiorów następuje na polecenie OSP, z uwzględnieniem warunków określonych w umowie. Polecenie redukcji obciążenia jest przekazywane uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej). Zakończenie realizacji programu DLC następuje po ogłoszeniu przez OSP za pośrednictwem ustalonego systemu komunikacji, przy czym zakończenie programu DLC może nastąpić wcześniej niż to było planowane w momencie jego aktywacji. W przypadku wcześniejszego, niż to było planowane, zakończenia programu DLC muszą także zostać przekazane odpowiednie komunikaty uczestnikowi programu przez odpowiednie służby ruchowe OSP lub OSD (w zależności od tego, czy uczestnik programu jest przyłączony do sieci przesyłowej czy do sieci dystrybucyjnej) dotyczące odwołania wcześniejszych poleceń redukcji obciążenia. W dobie n+1 dokonywana jest weryfikacja wykonanej redukcji obciążenia przez każdego uczestnika programu, który otrzymał polecenie wykonania tej redukcji. Rozliczeniu podlega wielkość zrealizowanej redukcji, określana dla każdej godziny doby, w której był aktywowany program. Wielkość zrealizowanej redukcji w pierwszej godzinie i w godzinach następnych objętych okresem aktywacji programu jest wyznaczana na podstawie stanów wyłączników urządzeń odłączonych od sieci w wyniku udziału w programie i jest równa ilości pobieranej energii przez wyłączone urządzenia w godzinie poprzedzającej wyłączenie. Godzinowa cena za redukcję obciążenia jest równa większej z dwóch wartości: ceny CRO jaka została wyznaczona na RB dla tej godziny doby i ceny minimalnej określonej w umowie dotyczącej uczestnictwa odbiorcy w programie DLC. Okresem rozliczeniowym usługi jest miesiąc kalendarzowy, a rozliczenie odbywa się na podstawie raportu opracowanego przez Strona 15 z 98

16 OSP i uzgodnionego z uczestnikiem programu. Raport zawiera rozliczenie ilościowe usługi i należność za usługę w okresie rozliczeniowym Programy sprzedawców energii elektrycznej (taryfowe programy DSR) W koncepcji wdrożenia mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej zarekomendowano dwa programy DSR, których właścicielem będą sprzedawcy energii elektrycznej. Programy te należą do grupy tzw. programów taryfowych i są ukierunkowane na zwiększenie efektywności zużycia energii elektrycznej przez odbiorców końcowych, prowadzącej do dobowego wyrównania krzywej zużycia energii elektrycznej. Najistotniejszymi czynnikami wpływającymi na te zachowania są koszty i świadomość odbiorców, a najskuteczniejszym narzędziem do osiągnięcia tego typu celów są programy DSR oparte na taryfach wielostrefowych Taryfy wielostrefowe (TOU) W taryfie wielostrefowej (TOU), cena za energię elektryczną zmienia się w cyklu dobowym, tygodniowym (dni robocze/weekendy), oraz sezonowo (lato/zima). Stawki są z zasady ustalane dla dłuższych okresów. Taryfa wielostrefowa dostarcza odbiorcom bodźców do ograniczenia zużycia energii w szczytach obciążenia (wtedy ceny energii elektrycznej są najwyższe) i korzystania z energii w okresach niskich cen (w dolinach obciążenia). Oddziaływanie taryfy TOU na odbiorców jest tym większe, im większa jest rozpiętość pomiędzy stawkami dla różnych stref czasowych i gdy istnieje możliwość programowania czasu pracy urządzeń elektrycznych Uczestnicy programu taryfy wielostrefowe Program taryf strefowych jest programem oferowanym przez sprzedawców energii elektrycznej i kierowanym do następujących użytkowników systemu: URD typu odbiorca w różnych grupach taryfowych, którzy nie uczestniczą samodzielnie w hurtowym rynku energii elektrycznej. Odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej (użytkownik systemu typu odbiorca końcowy (URB OK )), który nie uczestniczy samodzielnie w rynku bilansującym Wymagania wobec odbiorców uczestniczących w programie taryfy wielostrefowe Wymagania formalne Uczestnik programu uczestniczy w programie na podstawie umowy sprzedaży energii zawieranej ze sprzedawcą. Umowa sprzedaży energii powinna określać ceny energii elektrycznej w strefach stosowanych w danym programie DSR. Ceny energii elektrycznej powinny być skalkulowane zgodnie z obowiązującymi przepisami obecne rozporządzenie Strona 16 z 98

17 Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną umożliwia różnicowanie cen energii elektrycznej dla poszczególnych grup taryfowych z uwzględnieniem podziału doby i roku na strefy i okresy czasowe, przy czym taryfa danego sprzedawcy może przewidywać więcej niż jeden sposób podziału doby na strefy czasowe. Wymagania techniczne w tym wobec układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami (smart meter) Program TOU jest programem DSR ukierunkowanym na obniżenie pobieranej mocy szczytowej przez odbiorców w wyniku sygnału cenowego. Dlatego wymagane jest przekazywanie uczestnikom programu (odbiorcom) przez właściciela programu (sprzedawcę) informacji o wysokości cen energii w poszczególnych strefach stosowanych w programie. Ww. informacje powinny być udostępniane odbiorcom uczestniczącym w programie TOU za pośrednictwem urządzeń pomiarowych z rodziny systemów smart metering. Ponadto urządzenia pomiarowe odbiorcy powinny umożliwiać: 1. Rejestrację danych o pobieranej ilości energii elektrycznej w okresach integracji z podziałem na strefy i sezony odpowiadających taryfom energii elektrycznej. 2. Wyświetlanie informacji o pobieranych ilościach energii elektrycznej i jej kosztach w poszczególnych okresach (strefach) stosowanych w programie. 3. Współpracę z systemami automatycznej rejestracji danych 4 (pobieranej przez odbiorców energii elektrycznej) lub same posiadać taką funkcjonalność (dotyczy to liczników instalowanych np. u odbiorców w gospodarstwach domowych). 4. Rejestracja danych powinna być możliwa: W okresach integracji od 15 do 60 minut. W sposób zapewniający automatyczną weryfikację jakości danych pomiarowych. 5. Urządzenia automatycznej rejestracji danych lub urządzenia pomiarowe, które umożliwiają rejestrację danych, powinny: Zapewniać przechowywanie danych pomiarowych przez okres nie krótszy niż 45 dni, przy okresie integracji 60 minut. Zapewniać automatyczne odczyty danych pomiarowych w okresach integracji w jakich te dane były rejestrowane. Umożliwiać półautomatyczny odczyt danych w przypadku awarii łączy transmisyjnych. 4 Zestaw urządzeń realizujący funkcję automatycznego odczytu i zapisu wielkości mierzonych przez układy pomiarowe wyposażony w porty komunikacyjne do zdalnej transmisji danych definicja według IRiESP Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci. Strona 17 z 98

18 Realizacja programu Program należy do grupy programów pasywnych i wymaga od odbiorcy podjęcia decyzji o zredukowaniu wartości popytu (lub jego przesunięcie w czasie) na podstawie na podstawie przekazywanych mu przez właściciela programu informacji o wysokości cen energii elektrycznej w poszczególnych strefach obowiązujących w danym programie DSR Rozliczanie usługi DSR W ramach programu TOU rozliczane są rzeczywiste ilości odebranej energii przez danego uczestnika programu, wyznaczone zgodnie z obowiązującymi zasadami rozliczeń energii elektrycznej. Do rozliczeń stosowane są ceny energii elektrycznej w strefach występujących w danym programie TOU. Dane pomiarowo-rozliczeniowe, służące do rozliczeń pomiędzy sprzedawcą a odbiorcą (uczestnikiem programu) będą pozyskiwane przez sprzedawcę od NOP, zgodnie zasadami określonymi w pkt niniejszego opracowania Taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP) Programy CPP są stosowane w celu ściślejszego powiązania cen energii elektrycznej w taryfie wielostrefowej z bieżącymi warunkami pracy systemu elektroenergetycznego. W tym celu sprzedawca wprowadza do swojej taryfy typu TOU jedną lub dwie dodatkowe, bardzo wysokie ceny energii elektrycznej obowiązujące w szczytach obciążenia systemu. Są to okresy, w których ceny na hurtowym rynku energii elektrycznej są najwyższe. Odbiorcy są informowani z wyprzedzeniem ustalonym w umowie sprzedaży energii 5, że ceny te będą stosowane Uczestnicy programu taryfy z krytyczną stawką cenową (CPP) Program taryf z krytyczną stawką cenową jest programem oferowanym przez sprzedawców energii elektrycznej i kierowanym do następujących użytkowników systemu: URD typu odbiorca w różnych grupach taryfowych, którzy nie uczestniczą samodzielnie w hurtowym rynku energii elektrycznej. Odbiorca przyłączony do sieci przesyłowej (użytkownik systemu typu odbiorca końcowy (URB OK )), który nie uczestniczy samodzielnie w rynku bilansującym. 5 Zgodnie z przeglądem mechanizmów DSR, zrealizowanym w ramach etapu I niniejszego zadania mogą być stosowane wyprzedzenia czasowe od 1 godziny do 1 doby. Strona 18 z 98

19 Wymagania wobec odbiorców uczestniczących w programie Wymagania formalne Uczestnik programu uczestniczy w programie na podstawie umowy sprzedaży energii zawieranej ze sprzedawcą. Umowa sprzedaży energii powinna określać ceny energii elektrycznej w strefach stosowanych w danym programie DSR. Taryfa sprzedawcy powinna dodatkowo wprowadzać jedną lub dwie, bardzo wysokie stawki cen energii elektrycznej dla szczytów obciążenia systemu, a więc okresów, w których ceny na rynku hurtowym energii elektrycznej są najwyższe tzw. (CPP). W innej odmianie tego programu stawki taryfowe mogą być zastępowane cenami z rynku bieżącego (w warunkach krajowych ceną CRO, ustalona na rynku bilansującym). Ceny energii elektrycznej powinny być skalkulowane zgodnie z obowiązującymi przepisami obecne rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną umożliwia różnicowanie cen energii elektrycznej dla poszczególnych grup taryfowych z uwzględnieniem podziału doby i roku na strefy i okresy czasowe, przy czym taryfa danego sprzedawcy może przewidywać więcej niż jeden sposób podziału doby na strefy czasowe. Wymagania techniczne w tym wobec układów wykonawczych DSR w połączeniu z inteligentnymi urządzeniami (smart meter) Program CPP jest programem DSR ukierunkowanym na obniżenie pobieranej mocy szczytowej przez odbiorców w wyniku sygnału cenowego. Dlatego wymagane jest przekazywanie uczestnikom programu (odbiorcom) przez właściciela programu (sprzedawcę) informacji o: 1. Wysokości cen energii w poszczególnych strefach stosowanych w programie. 2. Wysokości cen progowych określonych w umowie sprzedaży energii i okresach ich obowiązywania informacja powinna być wyświetlana z odpowiednim wyprzedzeniem czasowym, określonych w umowie sprzedaży energii. Ww. informacje powinny być udostępniane odbiorcom uczestniczącym w programie CPP za pośrednictwem urządzeń pomiarowych z rodziny systemów smart metering. Ponadto urządzenia pomiarowe odbiorcy powinny umożliwiać: 1. Rejestrację danych o pobieranej ilości energii elektrycznej w okresach integracji z podziałem na strefy i sezony odpowiadających taryfom energii elektrycznej. 2. Wyświetlanie informacji o pobieranych ilościach energii elektrycznej i jej kosztach w poszczególnych okresach (strefach) stosowanych w programie. 3. Współpracę z systemami automatycznej rejestracji danych (pobieranej przez odbiorców energii elektrycznej) lub same posiadać taką funkcjonalność (dotyczy to liczników instalowanych np. u odbiorców w gospodarstwach domowych). 4. Rejestracja danych powinna być możliwa: Strona 19 z 98

20 W okresach integracji od 15 do 60 minut. W sposób zapewniający automatyczną weryfikację jakości danych pomiarowych. 5. Urządzenia automatycznej rejestracji danych lub urządzenia pomiarowe, które umożliwiają rejestrację danych, powinny: Zapewniać przechowywanie danych pomiarowych przez okres nie krótszy niż 45 dni, przy okresie integracji 60 minut. Zapewniać automatyczne odczyty danych pomiarowych w okresach integracji w jakich te dane były rejestrowane. Umożliwiać półautomatyczny odczyt danych w przypadku awarii łączy transmisyjnych Realizacja programu Program należy do grupy programów pasywnych i wymaga od odbiorcy podjęcia decyzji o zredukowaniu wartości popytu (lub jego przesunięcie w czasie) na podstawie przekazywanych mu przez właściciela programu informacji o: Wysokości cen energii elektrycznej w poszczególnych strefach obowiązujących w danym programie DSR. Stosowaniu dodatkowych, szczytowych (CPP) cen energii elektrycznej Rozliczanie usługi DSR W ramach programu CPP rozliczane są rzeczywiste ilości odebranej energii przez danego uczestnika programu, wyznaczone zgodnie z obowiązującymi zasadami rozliczeń energii elektrycznej. Do rozliczeń stosowane są ceny energii elektrycznej w strefach występujących w danym programie CPP oraz ceny energii obowiązujące w szczytach obciążenia systemu elektroenergetycznego, określone w umowie sprzedaży energii. Dane pomiarowo-rozliczeniowe, służące do rozliczeń pomiędzy sprzedawcą a odbiorcą (uczestnikiem programu) będą pozyskiwane przez sprzedawcę od NOP, zgodnie zasadami określonymi w pkt niniejszego opracowania Wsparcie taryfowych programów DSR przez operatorów sieciowych Wdrożenie proponowanych taryfowych programów DSR sprzedawców energii elektrycznej powinno być wspierane przez operatorów systemów (OSP i OSD) poprzez odpowiednią konstrukcję taryf usług przesyłowych i dystrybucyjnych. Oznacza to, że taryfy przesyłowe i dystrybucyjne również powinny być zróżnicowane w poszczególnych godzinach doby i dopasowane do dobowej i sezonowej zmienności zapotrzebowania na energię elektryczną oraz cen energii i kosztów jej dostarczenia w poszczególnych godzinach doby. Strona 20 z 98

21 Tego typu działanie wspomagające wdrożenie mechanizmów DSR jest przewidziane w Programie działań wykonawczych na lata (Załącznik 3. do Polityki energetycznej Polski do 2030 roku) jako element Działania 1.9. Zgodnie z obowiązującym rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną różnicowaniu w poszczególnych godzinach doby mogą podlegać następujące stawki opłat przesyłowych i dystrybucyjnych: Składnik zmienny stawki sieciowej opłaty przesyłowej lub dystrybucyjnej, w którym uwzględnia się między innymi koszty zakupu energii elektrycznej w ilości niezbędnej do pokrycia strat występujących w danej sieci. Stawki jakościowe, przy kalkulacji których uwzględnia się koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, obejmujące koszty zakupu niezbędnych rezerw mocy i usług systemowych oraz niezbędnych ilości energii elektrycznej wytwarzanej w celu zapewnienia odpowiedniej jakości dostaw tej energii. Tego typu zróżnicowanie stawek opłat przesyłowych i dystrybucyjnych będzie stanowić dla sprzedawców energii elektrycznej dodatkowy bodziec do konstruowania taryf energii elektrycznej zawierających zróżnicowane ceny energii Podmioty uczestniczące w proponowanych programach DSR i ich funkcje Wdrożenie mechanizmów DSR w warunkach krajowego rynku energii elektrycznej będzie związane z przetwarzaniem dodatkowych, w stosunku do obecnych, danych pomiarowych dotyczących zrealizowanej redukcji obciążenia i przekazywania tych danych zainteresowanym stronom właścicielom i uczestnikom programów DSR w celu dokonania odpowiednich rozliczeń. Konieczne będzie również udostępnianie historycznych danych pomiarowych dotyczących pobranej energii elektrycznej przez poszczególnych odbiorców/ grupy odbiorców, w celu przygotowania przez sprzedawców kompleksowych i konkurencyjnych ofert dla odbiorców energii elektrycznej oraz umożliwienia rozliczeń. Koncepcja modelu rynku opomiarowania zakłada, że zostanie utworzony nowy podmiot Niezależny Operator Pomiarów (NOP), który będzie realizował funkcje centrum wymiany danych pomiędzy podmiotami rynku energii elektrycznej w zakresie pomiarów. W szczególności NOP będzie odpowiedzialny za 6 : a) Prowadzenie regulowanej działalności gospodarczej skoncentrowanej wokół pozyskiwania i przetwarzania danych pomiarowych (wszystkich grup taryfowych: A, B, C1, C2, G oraz danych ze stacji SN/nN i rozdzielczych niskiego napięcia) 6 Na podstawie opracowania pt. Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych, wykonanego na zlecenie PSE Operator S.A. przez HP Polska Sp. z o. o. Strona 21 z 98

RYNEK NEGAWATÓW. Perspektywy wdrożenia instrumentów zarządzania popytem w polskim systemie elektroenergetycznym

RYNEK NEGAWATÓW. Perspektywy wdrożenia instrumentów zarządzania popytem w polskim systemie elektroenergetycznym RYNEK NEGAWATÓW Perspektywy wdrożenia instrumentów zarządzania popytem w polskim systemie elektroenergetycznym Wojciech Lubczyński Dyrektor Projektu SMART GRID PSE Operator S.A. Konferencja EUROPOWER Warszawa,

Bardziej szczegółowo

ANKIETA. Część I AKTYWNY ODBIORCA ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA RYNKU BILANSUJACYM

ANKIETA. Część I AKTYWNY ODBIORCA ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA RYNKU BILANSUJACYM ANKIETA Ankieta określająca zainteresowanie odbiorców i przedsiębiorstw obrotu aktywnym udziałem w Rynku Bilansującym (RB) oraz udziałem w programach przeciwawaryjnych Część I AKTYWNY ODBIORCA ENERGII

Bardziej szczegółowo

Aktywny odbiorca energii elektrycznej na Rynku Bilansującym (RB) w Polsce

Aktywny odbiorca energii elektrycznej na Rynku Bilansującym (RB) w Polsce Aktywny odbiorca energii elektrycznej na Rynku Bilansującym (RB) w Polsce Koncepcja rozwiązania Konstancin-Jeziorna, 16 listopada 2011 roku Plan Prezentacji Wprowadzenie do mechanizmów DSR Charakterystyka

Bardziej szczegółowo

Aktywny odbiorca energii elektrycznej na rynku bilansującym w Polsce

Aktywny odbiorca energii elektrycznej na rynku bilansującym w Polsce Aktywny odbiorca energii elektrycznej na rynku bilansującym w Polsce Andrzej Midera PSE Operator S.A. Wprowadzenie W ramach prac OSP w obszarze Reakcji Strony Popytowej jest prowadzony projekt pt. Analiza

Bardziej szczegółowo

Zachowania odbiorców na przykładzie projektu pilotażowego wdrożenia innowacyjnych taryf

Zachowania odbiorców na przykładzie projektu pilotażowego wdrożenia innowacyjnych taryf Zachowania odbiorców na przykładzie projektu pilotażowego wdrożenia innowacyjnych taryf Konferencja Cyfryzacja sieci elektroenergetycznych Wojciech Lubczyński Ekspert Warszawa, 13 maj 2014 r. Krzywa zapotrzebowania

Bardziej szczegółowo

Pompy ciepła a rozwój systemów elektroenergetycznych

Pompy ciepła a rozwój systemów elektroenergetycznych Pompy ciepła a rozwój systemów elektroenergetycznych Konferencja III Kongres PORT PC - Technologia jutra dostępna już dzisiaj Wojciech Lubczyński Ekspert PSE S.A. Warszawa, 23 września 2014 r. Agenda 1.

Bardziej szczegółowo

AKTYWNY ODBIORCA ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA RYNKU BILANSUJĄCYM W POLSCE

AKTYWNY ODBIORCA ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA RYNKU BILANSUJĄCYM W POLSCE AKTYWNY ODBIORCA ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA RYNKU BILANSUJĄCYM W POLSCE materiał informacyjny na warsztaty organizowane przez Operatora Systemu Przesyłowego Elektroenergetycznego (OSP) dn. 16 listopada 2011

Bardziej szczegółowo

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ PCC Rokita Spółka Akcyjna INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Część ogólna Tekst zatwierdzony Uchwałą Zarządu nr.. z dnia.. Tekst obowiązujący od dnia. SPIS TREŚCI I.A. POSTANOWIENIA OGÓLNE...

Bardziej szczegółowo

Tomasz Dąbrowski Dyrektor Departamentu Energetyki

Tomasz Dąbrowski Dyrektor Departamentu Energetyki Tomasz Dąbrowski Dyrektor Departamentu Energetyki 2 Legalizacja liczników w procesie wdrażania smart meteringu w Polsce Potrzeba prac nad wdrożeniem inteligentnego opomiarowania w Polsce - Formalna Polityka

Bardziej szczegółowo

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Część ogólna Tekst zatwierdzony Uchwałą Zarządu nr.. z dnia.. Tekst obowiązujący od dnia. SPIS TREŚCI I.A. POSTANOWIENIA OGÓLNE... 3 I.B. PODSTAWY PRAWNE

Bardziej szczegółowo

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ UNIHUT S.A. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Część ogólna Tekst obowiązujący od dnia. SPIS TREŚCI I.A. Postanowienia ogólne... 3 I.B. Podstawy prawne opracowania IRiESD... 5 I.C. Zakres

Bardziej szczegółowo

Boryszew S.A. Oddział Nowoczesne Produkty Aluminiowe Skawina INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ. Część ogólna

Boryszew S.A. Oddział Nowoczesne Produkty Aluminiowe Skawina INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ. Część ogólna Boryszew S.A. Oddział Nowoczesne Produkty Aluminiowe Skawina INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Część ogólna Tekst zatwierdzony Uchwałą Zarządu nr.. z dnia.. Tekst obowiązujący od dnia.

Bardziej szczegółowo

Redukcja zapotrzebowania mocy na polecenie OSP Mechanizmy funkcjonowania procesu DSR r.

Redukcja zapotrzebowania mocy na polecenie OSP Mechanizmy funkcjonowania procesu DSR r. Redukcja zapotrzebowania mocy na polecenie OSP Mechanizmy funkcjonowania procesu DSR 20.04.2017 r. Rynek redukcji mocy - DSR Agenda: 1. Operatorskie środki zaradcze zapewnienie bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego

Bardziej szczegółowo

Praktyczne kroki do zmiany sprzedawcy. Przewodnik TPA Andrzej Wołosz PKP Energetyka spółka z o.o.

Praktyczne kroki do zmiany sprzedawcy. Przewodnik TPA Andrzej Wołosz PKP Energetyka spółka z o.o. Praktyczne kroki do zmiany sprzedawcy. Przewodnik TPA Andrzej Wołosz PKP Energetyka spółka z o.o. a.wolosz@pkpenergetyka.pl 21 października 2006/ 1 Akty prawne wyznaczające kształt REE Prawo energetyczne

Bardziej szczegółowo

Miejska Energetyka Cieplna w Ostrowcu Św. Sp. z o.o.

Miejska Energetyka Cieplna w Ostrowcu Św. Sp. z o.o. MECSp. z o.o. Instrukcją Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej Miejska Energetyka Cieplna w Ostrowcu Św. Sp. z o.o. w OSTROWCU ul. SIENKIEWICZA 91 Instrukcja Ruchu l Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej

Bardziej szczegółowo

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Część ogólna Tekst obowiązujący od dnia. SPIS TREŚCI I.A. Postanowienia ogólne... 3 I.B. Podstawy prawne opracowania IRiESD... 5 I.C. Zakres przedmiotowy

Bardziej szczegółowo

Realizacja koncepcji Smart Grid w PSE Operator S.A.

Realizacja koncepcji Smart Grid w PSE Operator S.A. Realizacja koncepcji Smart Grid w PSE Operator S.A. Wojciech Lubczyński Dyrektor Projektu Smart Grid PSE Operator S.A. VII Międzynarodowa Konferencja NEUF2011 New Energy User Friendly Biała a Księga Narodowy

Bardziej szczegółowo

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ SPÓŁKA Z OGRANICZONĄ ODPOWIEDZIALNOŚCIĄ w Chorzowie; Aleja Różana 2; 41-501 Chorzów INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Część ogólna Tekst obowiązujący od dnia 2014 roku SPIS TREŚCI I.A.

Bardziej szczegółowo

MAZOVIAN ENERGY PARTNERS Sp. z o.o. Ul. HOŻA 86/410, WARSZAWA

MAZOVIAN ENERGY PARTNERS Sp. z o.o. Ul. HOŻA 86/410, WARSZAWA MAZOVIAN ENERGY PARTNERS Sp. z o.o. Ul. HOŻA 86/410, 00-682 WARSZAWA Karta Aktualizacji Nr 1/2017 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej Niniejsza Karta Aktualizacji zmienia postanowienia

Bardziej szczegółowo

TARYFA dla energii elektrycznej

TARYFA dla energii elektrycznej Zakład Usług Technicznych Sp. z o.o. z siedzibą w Zagórzu ul. Bieszczadzka 5 TARYFA dla energii elektrycznej Taryfa została zatwierdzona w dniu 10.01.2012, uchwałą zarządu Zakładu Usług Technicznych Sp.

Bardziej szczegółowo

Taryfa dla obrotu energii elektrycznej

Taryfa dla obrotu energii elektrycznej Taryfa dla obrotu energii elektrycznej Zatwierdzona uchwałą nr 1/2015 Zarządu Miejskiej Energetyki Cieplnej spółka z o.o. w Ostrowcu Świętokrzyskim z dnia 02.02.2015 Taryfa dla obrotu energii elektrycznej

Bardziej szczegółowo

OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO. Karta aktualizacji nr CB/3/2012 IRiESP - Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi

OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO. Karta aktualizacji nr CB/3/2012 IRiESP - Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi regulacyjnych usług systemowych w zakresie rezerwy interwencyjnej, o dodatkową usługę pod nazwą Interwencyjna rezerwa zimna, zapewniającą OSP dostęp do jednostek wytwórczych utrzymywanych w gotowości do

Bardziej szczegółowo

CENNIK energii elektrycznej

CENNIK energii elektrycznej DALMOR S.A. z siedzibą w Gdyni ul. Hryniewickiego 10 CENNIK energii elektrycznej Cennik energii elektrycznej zatwierdzony został Uchwałą Zarządu DALMOR S.A. nr 41/2014, z dnia 2 grudnia 2014 roku i obowiązuje

Bardziej szczegółowo

TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ZAKRESIE OBROTU

TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ZAKRESIE OBROTU Energomedia Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością ul. Fabryczna 22, 32-540 Trzebinia TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ZAKRESIE OBROTU Zatwierdzona uchwałą nr 3/2013 Zarządu Spółki Energomedia z dnia

Bardziej szczegółowo

ISTOTNE POSTANOWIENIA UMOWY W RAMACH POSTĘPOWANIA:

ISTOTNE POSTANOWIENIA UMOWY W RAMACH POSTĘPOWANIA: Załącznik Nr 2 ISTOTNE POSTANOWIENIA UMOWY W RAMACH POSTĘPOWANIA: KOMPLEKSOWA DOSTAWA ENERGII ELEKTRYCZNEJ I ŚWIADCZENIA USŁUG DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ 1. Kompleksowa dostawa energii elektrycznej

Bardziej szczegółowo

TARYFA. dla sprzedaży energii elektrycznej

TARYFA. dla sprzedaży energii elektrycznej Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej i Gospodarki Wodno Ściekowej ENWOS Sp. z o. o. w Chełmku TARYFA dla sprzedaży energii elektrycznej Chełmek 2009 rok Spis treści. 1. Informacje ogólne...3 2. Definicje......4

Bardziej szczegółowo

Ministerstwo Gospodarki Departament Energetyki. Perspektywy rozwoju systemu inteligentnego opomiarowania w Polsce

Ministerstwo Gospodarki Departament Energetyki. Perspektywy rozwoju systemu inteligentnego opomiarowania w Polsce Departament Energetyki Perspektywy rozwoju systemu inteligentnego opomiarowania w Polsce Zakres tematów Uregulowania unijne Regulacje krajowe Cele i Perspektywy Podsumowanie Uregulowania unijne Dyrektywa

Bardziej szczegółowo

CORRENTE Sp. z o.o. Taryfa dla energii elektrycznej

CORRENTE Sp. z o.o. Taryfa dla energii elektrycznej CORRENTE Sp. z o.o. Taryfa dla energii elektrycznej zatwierdzona decyzją Zarządu CORRENTE Sp. z o.o. z dnia 14/12/2014 roku obowiązująca od 01.01.2015 r. Ożarów Mazowiecki, 2014-1 - Spis treści: 1. Informacje

Bardziej szczegółowo

Zarząd Morskich Portów Szczecin i Świnoujście S.A. z siedzibą w Szczecinie TARYFA dla energii elektrycznej Obowiązuje od 1 stycznia 2013 r

Zarząd Morskich Portów Szczecin i Świnoujście S.A. z siedzibą w Szczecinie TARYFA dla energii elektrycznej Obowiązuje od 1 stycznia 2013 r Zarząd Morskich Portów Szczecin i Świnoujście S.A. z siedzibą w Szczecinie TARYFA dla energii elektrycznej Obowiązuje od 1 stycznia 2013 r SPIS TREŚCI 1. INFORMACJE OGÓLNE 2. DEFINICJE 3. ZASADY ROZLICZEŃ

Bardziej szczegółowo

Nowe rozwiązania rynkowe w instrukcjach ruchu i eksploatacji sieci i ich wpływ na zasadę TPA.

Nowe rozwiązania rynkowe w instrukcjach ruchu i eksploatacji sieci i ich wpływ na zasadę TPA. Nowe rozwiązania rynkowe w instrukcjach ruchu i eksploatacji sieci i ich wpływ na zasadę TPA. Jachranka, 19.10.2006 r. Marek Kulesa dyrektor biura TOE Zakres prezentacji 1 2 3 4 Uwarunkowania formalno

Bardziej szczegółowo

TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ dla odbiorców grup taryfowych B21, C11, C21

TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ dla odbiorców grup taryfowych B21, C11, C21 Kopalnia Węgla Kamiennego Kazimierz-Juliusz Sp. z o.o. w Sosnowcu TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ dla odbiorców grup taryfowych B21, C11, C21 Zatwierdzona Uchwałą nr 842/2008 Zarządu Kopalni Węgla Kamiennego

Bardziej szczegółowo

TARYFA. dla energii elektrycznej sprzedaży rezerwowej. TAURON Sprzedaż Spółka z o.o. z siedzibą w Krakowie

TARYFA. dla energii elektrycznej sprzedaży rezerwowej. TAURON Sprzedaż Spółka z o.o. z siedzibą w Krakowie TARYFA dla energii elektrycznej sprzedaży rezerwowej TAURON Sprzedaż Spółka z o.o. z siedzibą w Krakowie Zatwierdzona Uchwałą nr 106/III/2016 Zarządu TAURON Sprzedaż sp. z o.o. z dnia 27 września 2016

Bardziej szczegółowo

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Zakłady Chemiczne ZACHEM Spółka Akcyjna INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Cześć ogólna Tekst obowiązujący od dnia: data: wersja strona 2 z 11 SPIS TREŚCI I.A. Postanowienia ogólne...

Bardziej szczegółowo

Narzędzia niezbędne do rozliczeń na otwartym rynku energii elektrycznej

Narzędzia niezbędne do rozliczeń na otwartym rynku energii elektrycznej Narzędzia niezbędne do rozliczeń na otwartym rynku energii elektrycznej 1 Wspomaganie informatyczne rozliczeń na otwartym rynku energii Narzędzia informatyczne wspomagające rozliczenia na otwartym rynku

Bardziej szczegółowo

Narzędzie niezbędne do rozliczeń na otwartym rynku energii elektrycznej. Jachranka 19-20.09.2011 r.

Narzędzie niezbędne do rozliczeń na otwartym rynku energii elektrycznej. Jachranka 19-20.09.2011 r. Narzędzie niezbędne do rozliczeń na otwartym rynku energii elektrycznej Jachranka 19-20.09.2011 r. GENESIS czyli o co chodzi? OSD obowiązki cz.1 I przykazanie będziesz opracowywał bilanse mocy i energii

Bardziej szczegółowo

UMOWA KOMPLEKSOWA NR. W dniu - - roku między, ul.,, nr KRS, NIP, Regon, Kapitał zakładowy/wpłacony zł

UMOWA KOMPLEKSOWA NR. W dniu - - roku między, ul.,, nr KRS, NIP, Regon, Kapitał zakładowy/wpłacony zł UMOWA KOMPLEKSOWA NR W dniu - - roku między, ul.,, nr KRS, NIP, Regon, Kapitał zakładowy/wpłacony zł zwanym dalej Dostawcą, reprezentowanym przez: (imię) (nazwisko) (stanowisko) a, ul.,, NIP:, REGON:,

Bardziej szczegółowo

CORRENTE Sp. z o.o. Taryfa dla energii elektrycznej

CORRENTE Sp. z o.o. Taryfa dla energii elektrycznej CORRENTE Sp. z o.o. Taryfa dla energii elektrycznej zatwierdzona decyzją Zarządu CORRENTE Sp. z o.o. z dnia 12/12/2016 roku obowiązująca od 01.01.2017 r. Ożarów Mazowiecki, 2016-1 - Spis treści: 1. Informacje

Bardziej szczegółowo

WYCIĄG Z TARYFY DLA USŁUG DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ PGE DYSTRYBUCJA S.A.

WYCIĄG Z TARYFY DLA USŁUG DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ PGE DYSTRYBUCJA S.A. WYCIĄG Z TARYFY DLA USŁUG DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ PGE DYSTRYBUCJA S.A. obowiązującej od dnia 01.01.2017 r. www.gkpge.pl Taryfa dla Energii Elektrycznej na okres od 1 stycznia 2017 r. do 31 grudnia

Bardziej szczegółowo

TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ

TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ Power 21 Sp. z o.o. obowiązująca odbiorców na obszarze miasta Raciborza od dnia 1 kwietnia 2015 roku zatwierdzona przez Zarząd Power 21 Sp. z o.o. uchwałą z dnia 25 marca

Bardziej szczegółowo

Prawo do informacji. Dariusz Bober. Instytut Informatyki Wydział Matematyczo-Przyrodniczy Uniwersytet Rzeszowski

Prawo do informacji. Dariusz Bober. Instytut Informatyki Wydział Matematyczo-Przyrodniczy Uniwersytet Rzeszowski Prawo do informacji Dariusz Bober Instytut Informatyki Wydział Matematyczo-Przyrodniczy Uniwersytet Rzeszowski Agenda Postulat Dostęp do danych pomiarowych Jak stanowią zapisy prawne ebok nowa inicjatywa

Bardziej szczegółowo

STALPRODUKT S.A. w Bochni

STALPRODUKT S.A. w Bochni STALPRODUKT S.A. w Bochni Taryfa dla energii elektrycznej STALPRODUKT S.A. w zakresie obrotu energią elektryczną ZATWIERDZAM Bochnia, dn. 15 grudnia 2017 r... SPIS TREŚCI 1. INFORMACJE O TARYFIE... 2 2.

Bardziej szczegółowo

Rynek Energii Kierunki Rozwoju

Rynek Energii Kierunki Rozwoju Rynek Energii Kierunki Rozwoju Grupa Bilansująca Bełchatów, 5-6 czerwca 2014 Rynek Energii Kierunki Rozwoju Andrzej Śmiechowicz PGE S.A. Harmonogram prezentacji Grupa bilansująca - historia Zasady działania

Bardziej szczegółowo

KARTA AKTUALIZACJI nr 1/2017 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej

KARTA AKTUALIZACJI nr 1/2017 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej KARTA AKTUALIZACJI nr 1/2017 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej 1. Data przygotowania: 15.05.2017 r. 2. Planowana data wejścia w życie aktualizacji: 1 czerwiec 2017r. 3. Przedmiot i przyczyna

Bardziej szczegółowo

TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ

TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ Zespół Elektrowni Wodnych Niedzica Spółka Akcyjna TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ OBOWIĄZUJĄCA ODBIORCÓW OBSŁUGIWANYCH PRZEZ ZESPÓŁ ELEKTROWNI WODNYCH NIEDZICA S.A. Z SIEDZIBĄ W NIEDZICY DLA GRUP TARYFOWYCH

Bardziej szczegółowo

WYCIĄG Z TARYFY DLA USŁUG DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ ENEA OPERATOR SP. Z O.O. NA ROK 2018

WYCIĄG Z TARYFY DLA USŁUG DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ ENEA OPERATOR SP. Z O.O. NA ROK 2018 WYCIĄG Z TARYFY DLA USŁUG DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ ENEA OPERATOR SP. Z O.O. NA ROK 2018 Niniejszy wyciąg odnosi się do Taryfy dla usług dystrybucji energii elektrycznej zatwierdzonej przez Prezesa

Bardziej szczegółowo

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Bilansowanie systemu dystrybucyjnego i zarządzanie ograniczeniami systemowymi Tekst obowiązujący od dnia: SPIS TREŚCI A. POSTANOWIENIA OGÓLNE... 3 A.1.

Bardziej szczegółowo

RYNEK BILANSUJĄCY - RYNEK CZY MECHANIZM?

RYNEK BILANSUJĄCY - RYNEK CZY MECHANIZM? RYNEK BILANSUJĄCY - RYNEK CZY MECHANIZM? KONFERENCJA: Wydzielenie OSD - praktyczne przykłady wdrożenia Dyrektywy 54 Marek Kulesa Marek Kulesa dyrektor biura TOE Warszawa, 21.11.2006 r. Zakres prezentacji

Bardziej szczegółowo

PROCEDURY ZMIANY SPRZEDAWCY ORAZ ZASADY UDZIELANIA INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW w Jednostce Budżetowej ENERGETYKA UNIEJÓW

PROCEDURY ZMIANY SPRZEDAWCY ORAZ ZASADY UDZIELANIA INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW w Jednostce Budżetowej ENERGETYKA UNIEJÓW PROCEDURY ZMIANY SPRZEDAWCY ORAZ ZASADY UDZIELANIA INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW w Jednostce Budżetowej DEFINICJE J.B. - Jednostka Budżetowa Gminy Uniejów URD uczestnik rynku detalicznego PPE punkt poboru

Bardziej szczegółowo

UMOWA SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ NR BE/--/--/----/--

UMOWA SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ NR BE/--/--/----/-- UMOWA SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ NR BE/--/--/----/-- Niniejsza umowa sprzedaży energii elektrycznej (dalej zwana Umową ) zawarta została w Bielsku-Białej w dniu..., pomiędzy: z siedzibą w.. NIP, REGON

Bardziej szczegółowo

Załącznik nr 3 do SIWZ Wzór umowy. a:..., z siedzibą w... przy ul...,

Załącznik nr 3 do SIWZ Wzór umowy. a:..., z siedzibą w... przy ul..., Umowa nr... na dostawę energii elektrycznej Zawarta w dniu.. 2012 r. pomiędzy Przemysłowym Instytutem Automatyki i Pomiarów PIAP reprezentowanym przez:... Dyrektor zwanym dalej Zamawiającym, a:..., z siedzibą

Bardziej szczegółowo

TARYFA dla energii elektrycznej sprzedaży rezerwowej

TARYFA dla energii elektrycznej sprzedaży rezerwowej TARYFA dla energii elektrycznej sprzedaży rezerwowej TAURON Sprzedaż Spółka z o.o. z siedzibą w Krakowie zatwierdzona przez Zarząd TAURON Sprzedaż sp. z o.o. uchwałą nr 188/II/2012 z dnia 6 sierpnia 2012

Bardziej szczegółowo

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi Wersja 1.2 zatwierdzona decyzją Prezesa URE nr DPK-7102-14(5)/2006 z dnia 10 lutego 2006

Bardziej szczegółowo

Urząd Regulacji Energetyki

Urząd Regulacji Energetyki Urząd Regulacji Energetyki Źródło: http://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/5464,stosowanie-inteligentnego-opomiarowania-w-parze-z-och rona-prywatnosci-odbiorcow-.html Wygenerowano:

Bardziej szczegółowo

Techniczne i ekonomiczne aspekty funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego

Techniczne i ekonomiczne aspekty funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego Techniczne i ekonomiczne aspekty funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego Jachranka, 24.09.2015 r. Marek Kulesa Dyrektor Biura TOE Zakres prezentacji 1. Krajowa produkcja i zużycie energii

Bardziej szczegółowo

TARYFA SPRZEDAWCY FORTUM MARKETING AND SALES POLSKA S.A. ul. Heweliusza 9, Gdańsk. Gdańsk

TARYFA SPRZEDAWCY FORTUM MARKETING AND SALES POLSKA S.A. ul. Heweliusza 9, Gdańsk. Gdańsk TARYFA SPRZEDAWCY FORTUM MARKETING AND SALES POLSKA S.A. Gdańsk 02.01.2017 1. POSTANOWIENIA OGÓLNE 1.1.Niniejsza Taryfa Sprzedawcy została ustalona przez przedsiębiorstwo energetyczne Fortum Marketing

Bardziej szczegółowo

ENEA Operator Sp. z o.o. ul. Strzeszyńska 58, Poznań

ENEA Operator Sp. z o.o. ul. Strzeszyńska 58, Poznań ul. Strzeszyńska 58, 60-479 Poznań KARTA AKTUALIZACJI NR 6/2017 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej Data wejścia w życie: 1 maja 2017 r. Niniejsza Karta aktualizacji nr 6/2017 zmienia

Bardziej szczegółowo

KARTA AKTUALIZACJI nr 5/2017 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej

KARTA AKTUALIZACJI nr 5/2017 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej KARTA AKTUALIZACJI nr 5/2017 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej 1. Data przygotowania: 25.08.2017 r. 2. Planowana data wejścia w życie aktualizacji: październik 2017r. 3. Przedmiot i

Bardziej szczegółowo

KARTA AKTUALIZACJI nr 1/2017 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej

KARTA AKTUALIZACJI nr 1/2017 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej KARTA AKTUALIZACJI nr 1/2017 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej 1. Data przygotowania: 10.04.2017 r. 2. Planowana data wejścia w życie aktualizacji: 30 maja 2017r. 3. Przedmiot i przyczyna

Bardziej szczegółowo

System ienergia -narzędzie wspomagające gospodarkę energetyczną przedsiębiorstw

System ienergia -narzędzie wspomagające gospodarkę energetyczną przedsiębiorstw System ienergia -narzędzie wspomagające gospodarkę energetyczną przedsiębiorstw Pracownia Informatyki Numeron Sp. z o.o. ul. Wały Dwernickiego 117/121 42-202 Częstochowa Pracownia Informatyki Numeron Sp.

Bardziej szczegółowo

WYCIĄG Z TARYFY DLA USŁUG DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ ENEA OPERATOR SP. Z O.O. NA ROK 2017

WYCIĄG Z TARYFY DLA USŁUG DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ ENEA OPERATOR SP. Z O.O. NA ROK 2017 WYCIĄG Z TARYFY DLA USŁUG DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ ENEA OPERATOR SP. Z O.O. NA ROK 2017 Niniejszy wyciąg odnosi się do Taryfy dla usług dystrybucji energii elektrycznej zatwierdzonej przez Prezesa

Bardziej szczegółowo

TARYFA. dla energii elektrycznej

TARYFA. dla energii elektrycznej Zakład Usług Technicznych Sp. z o.o. z siedzibą w Zagórzu ul. Bieszczadzka 5 TARYFA dla energii elektrycznej Taryfa została zatwierdzona w dniu 31.01.2008, uchwałą zarządu Zakładu Usług Technicznych Sp.

Bardziej szczegółowo

Odpowiedzi na najczęściej zadawane pytania

Odpowiedzi na najczęściej zadawane pytania Odpowiedzi na najczęściej zadawane pytania 1. Co oznaczają stopnie zasilana? Wielkości określające poziomy ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej poprzez ograniczenie poboru mocy, ujęte

Bardziej szczegółowo

Polska Spółka Gazownictwa sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie

Polska Spółka Gazownictwa sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie Strona 1 z 8 z siedzibą w Warszawie codziennie ilości odbieranych przez użytkownika sieci Warszawa, sierpień 2016 r. Strona 2 z 8 Spis treści 1. WSTĘP... 3 2. DEFINICJE I SKRÓTY... 3 3. PODSTAWA PRAWNA...

Bardziej szczegółowo

PROJEKTY SMART GRID W POLSCE PROGRAMY STEROWANIA POPYTEM SMART MARKET

PROJEKTY SMART GRID W POLSCE PROGRAMY STEROWANIA POPYTEM SMART MARKET PROJEKTY SMART GRID W POLSCE PROGRAMY STEROWANIA POPYTEM SMART MARKET Sterowanie popytem zachęcanie odbiorcy do określonych zachowań nagradzanych pieniedzmi Wzrost poboru energii powoduje koniczność instalowania

Bardziej szczegółowo

Zmiany na rynku energii elektrycznej w Polsce 2013/2014

Zmiany na rynku energii elektrycznej w Polsce 2013/2014 Zmiany na rynku energii elektrycznej w Polsce 2013/2014 Coroczne spotkanie przedstawicieli Towarzystwa Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych Marek Kulesa dyrektor biura TOE Ślesin, 29 listopada 2013 r. Zakres

Bardziej szczegółowo

CENNIK ENERGII ELEKTRYCZNEJ

CENNIK ENERGII ELEKTRYCZNEJ ZARZĄD MORSKIEGO PORTU GDAŃSK SPÓŁKA AKCYJNA W GDAŃSKU CENNIK ENERGII ELEKTRYCZNEJ Cennik energii elektrycznej zatwierdzony Uchwałą Zarządu Morskiego Portu Gdańsk S.A. Nr 237/2009 z dnia 31.12.2009 ze

Bardziej szczegółowo

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Część ogólna Tekst obowiązujący od dnia: SPIS TREŚCI I.A. Postanowienia ogólne...3 I.B. Podstawy prawne opracowania IRiESD...3 I.C. Zakres przedmiotowy

Bardziej szczegółowo

CENNIK ENERGII ELEKTRYCZNEJ

CENNIK ENERGII ELEKTRYCZNEJ 1 80-873 Gdańsk ul. Na Ostrowiu 15/20 CENNIK ENERGII ELEKTRYCZNEJ Cennik energii elektrycznej został zatwierdzony Uchwałą nr 6/2015 Zarządu PSSE Media Operator Sp. z o.o. z dnia 30 października 2015 r.

Bardziej szczegółowo

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Bilansowanie systemu dystrybucyjnego i zarządzanie ograniczeniami systemowymi Tekst obowiązujący od dnia: SPIS TREŚCI: A. POSTANOWIENIA OGÓLNE... 3

Bardziej szczegółowo

ETAP II: Opracowanie koncepcji

ETAP II: Opracowanie koncepcji Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce ETAP II: Opracowanie koncepcji mechanizmów DSR dla krajowego rynku energii elektrycznej Opracowanie wykonane na zlecenie PSE Operator

Bardziej szczegółowo

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Część ogólna Tekst obowiązujący od dnia: SPIS TREŚCI I.A. Postanowienia ogólne... 3 I.B. Podstawy prawne opracowania IRiESD... 4 I.C. Zakres przedmiotowy

Bardziej szczegółowo

Zasady Bilansowania - stanowisko regulacyjne

Zasady Bilansowania - stanowisko regulacyjne Zasady Bilansowania - stanowisko regulacyjne Warszawa 14 marca 2016 Zawartość prezentacji 1. Podstawowe założenia do Informacji, 2. Zakres obowiązku zakupu w systemie świadectw pochodzenia. 3. Propozycja

Bardziej szczegółowo

CENNIK GAZU ZIEMNEGO WYSOKOMETANOWEGO

CENNIK GAZU ZIEMNEGO WYSOKOMETANOWEGO CENNIK GAZU ZIEMNEGO WYSOKOMETANOWEGO Obowiązuje od dnia 01.10.2017 do zmiany lub odwołania Warszawa, 01.10.2017 r. SPIS TREŚCI 1. POSTANOWIENIA OGÓLNE... 3 2. DEFINICJE... 5 3. OGÓLNE ZASADY DOSTARCZANIA

Bardziej szczegółowo

TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ

TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ H. Cegielski - ENERGOCENTRUM Sp. z o.o. TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ Obowiązuje od 1 stycznia 2017 r. Wprowadzona Uchwałą Zarządu H. Cegielski - ENERGOCENTRUM Sp. z o.o. nr 18/2016 z dnia 2 grudnia

Bardziej szczegółowo

DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ

DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ Grupy taryfowe B, C Kraków 2013 Rok Spis treści. str. 1. Informacje ogólne... 3 2. Definicje... 4 3. Ogólne zasady rozliczeń za dostawę energii elektrycznej i świadczone

Bardziej szczegółowo

UMOWA Nr../11 Załącznik nr 5 o sprzedaż energii elektrycznej wraz z usługą dystrybucji

UMOWA Nr../11 Załącznik nr 5 o sprzedaż energii elektrycznej wraz z usługą dystrybucji UMOWA Nr../11 Załącznik nr 5 o sprzedaż energii elektrycznej wraz z usługą dystrybucji zawarta w dniu.. w Chybiu pomiędzy: Gminą Chybie Urząd Gminy w Chybiu z siedzibą ul. Bielska 78, 43-520 Chybie (NIP

Bardziej szczegółowo

str. 1 przekształcają się na czas nieokreślony, chyba, że zostanie przyjęta kolejna Oferta.

str. 1 przekształcają się na czas nieokreślony, chyba, że zostanie przyjęta kolejna Oferta. PROMOCYJNA OFERTA SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ DLA ŚREDNICH FIRM Oferta zimowa 2014 dla biznesu nr 3 z dnia 18.12.2013r. 1. INFORMACJE OGÓLNE 1.1. Niniejsza Oferta dedykowana jest dla Odbiorców, o których

Bardziej szczegółowo

CENNIK. energii elektrycznej sprzedawcy rezerwowego

CENNIK. energii elektrycznej sprzedawcy rezerwowego Zakład Usług Technicznych MEGA Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością. ul. Hetmańska 15L 82300 Elbląg CENNIK energii elektrycznej sprzedawcy rezerwowego Obowiązuje od 1 stycznia 2014 roku Wprowadzony

Bardziej szczegółowo

Terawat Dystrybucja Sp. z o.o. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

Terawat Dystrybucja Sp. z o.o. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Bilansowanie systemu dystrybucyjnego i zarządzanie ograniczeniami systemowymi Tekst zatwierdzony Uchwałą Zarządu nr.. z dnia.. Tekst obowiązujący od

Bardziej szczegółowo

UMOWA Nr.. /... / /2014

UMOWA Nr.. /... / /2014 UMOWA Nr.. /... / /2014 zawarta w dniu [ ] 2014 roku w Gdańsku pomiędzy: ENSPIRION Sp. z o.o. z siedzibą w Gdańsku 80-309, przy al. Grunwaldzkiej 472A, wpisanej do rejestru przedsiębiorców Krajowego Rejestru

Bardziej szczegółowo

ROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI (1) z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (2)

ROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI (1) z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (2) zmiany: 2008-01-01 Dz.U.2008.30.178 1 2008-09-24 Dz.U.2008.162.1005 1 ROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI (1) z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego

Bardziej szczegółowo

Nr postępowania: Załącznik nr 6 do SIWZ UMOWA SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ... (NIP ) z siedzibą w.. przy ul..,.

Nr postępowania: Załącznik nr 6 do SIWZ UMOWA SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ... (NIP ) z siedzibą w.. przy ul..,. Nr postępowania: Załącznik nr 6 do SIWZ UMOWA SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ nr W dniu r. w Augustowie pomiędzy:.. (NIP ) z siedzibą w.. przy ul..,., reprezentowanym przez:.... zwanym dalej Zamawiającym

Bardziej szczegółowo

GMINA I MIASTO RUDNIK NAD SANEM ul. Rynek Rudnik nad Sanem

GMINA I MIASTO RUDNIK NAD SANEM ul. Rynek Rudnik nad Sanem Część 2. Wzór umowy. UMOWA SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ Nr W dniu.. 2012 r. w Rudniku nad Sanem pomiędzy:, zwaną dalej Zamawiającym reprezentowaną przez:. a zwaną dalej Wykonawcą reprezentowaną przez:

Bardziej szczegółowo

OPTYMALIZACJA KOSZTÓW POBORU ENERGII ELEKTRYCZNEJ W OBIEKCIE

OPTYMALIZACJA KOSZTÓW POBORU ENERGII ELEKTRYCZNEJ W OBIEKCIE OPTYMALIZACJA KOSZTÓW POBORU ENERGII ELEKTRYCZNEJ W OBIEKCIE JAK ZMNIEJSZYĆ KOSZTY ENERGII ELEKTRYCZNEJ 23 czerwca 2009, Warszawa, ul. Wołoska 7, budynek MARS Zawartość: WPROWADZENIE Rynek Energii Elektrycznej

Bardziej szczegółowo

SIME Polska sp. z o.o. z siedzibą w Sochaczewie

SIME Polska sp. z o.o. z siedzibą w Sochaczewie SIME Polska sp. z o.o. z siedzibą w Sochaczewie TARYFA NR 1 SPRZEDAŻY GAZU ZIEMNEGO WYSOKOMETANOWEGO 01 października 2017 r. Spis treści 1. Postanowienia ogólne.... 2 2. Definicje.... 2 3. Ogólne zasady

Bardziej szczegółowo

Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego

Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego z dnia 4 maja 2007 r. (Dz.U. Nr 93, poz. 623) brzmienie od 2008-09-24 Na podstawie art.

Bardziej szczegółowo

TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ

TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ H. Cegielski - ENERGOCENTRUM Sp. z o.o. TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ Obowiązuje od 1 stycznia 2011 r. Wprowadzona Uchwałą Zarządu H. Cegielski - ENERGOCENTRUM Sp. z o.o. nr 12/2009 z dnia 15 grudnia

Bardziej szczegółowo

PROCEDURA ZMIANY SPRZEDAWCY przez Odbiorcę przyłączonego do sieci elektroenergetycznej Zakładu Usług Technicznych MEGA Sp. z o.o. z siedzibą w Elblągu

PROCEDURA ZMIANY SPRZEDAWCY przez Odbiorcę przyłączonego do sieci elektroenergetycznej Zakładu Usług Technicznych MEGA Sp. z o.o. z siedzibą w Elblągu PROCEDURA ZMIANY SPRZEDAWCY przez Odbiorcę przyłączonego do sieci elektroenergetycznej Zakładu Usług Technicznych MEGA Sp. z o.o. z siedzibą w Elblągu 1. Procedura pierwszej zmiany Sprzedawcy przez Odbiorcę

Bardziej szczegółowo

KARTA AKTUALIZACJI NR 1/2017

KARTA AKTUALIZACJI NR 1/2017 KARTA AKTUALIZACJI NR 1/2017 INSTRUKCJI RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ ZARZĄDU MORSKICH PORTÓW SZCZECIN I ŚWINOUJŚCIE S.A. Zarząd Morskich Portów Szczecin i Świnoujście S.A. ul. Bytomska 7 70-603

Bardziej szczegółowo

Uwarunkowania formalno prawne rynku energii elektrycznej w II połowie 2011 r. oraz latach następnych

Uwarunkowania formalno prawne rynku energii elektrycznej w II połowie 2011 r. oraz latach następnych Uwarunkowania formalno prawne rynku energii elektrycznej w II połowie 2011 r. oraz latach następnych Jachranka, 19.09.2011 r. Marek Kulesa dyrektor biura TOE Unijna perspektywa zmian na rynku energii elektrycznej

Bardziej szczegółowo

I. 1) NAZWA I ADRES: Zakład Utylizacji Odpadów Komunalnych "Stary Las" Sp. z o. o., Stary Las

I. 1) NAZWA I ADRES: Zakład Utylizacji Odpadów Komunalnych Stary Las Sp. z o. o., Stary Las Starogard Gdański: dostawę energii elektrycznej oraz świadczenie usługi dystrybucji energii do Zakładu Utylizacji Odpadów Komunalnych Stary Las. Numer ogłoszenia: 485028-2012; data zamieszczenia: 03.12.2012

Bardziej szczegółowo

Cennik sprzedaży energii elektrycznej dla Odbiorców niebędących konsumentami z Grup taryfowych Bxx i C2xx (wersja z dnia r.

Cennik sprzedaży energii elektrycznej dla Odbiorców niebędących konsumentami z Grup taryfowych Bxx i C2xx (wersja z dnia r. Cennik sprzedaży energii elektrycznej dla Odbiorców niebędących konsumentami z Grup taryfowych Bxx i C2xx (wersja z dnia 02.11.2015 r.) 1 Informacje ogólne 1.1 Cennik stanowi zbiór cen i stawek opłat za

Bardziej szczegółowo

ustawa ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. z 2012 r. poz ze zm.),

ustawa ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. z 2012 r. poz ze zm.), Załącznik do Decyzji nr OWR-4210-34/2013/1249/XI-A/MK Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z dnia 22 października 2013 r. TARYFA DLA CIEPŁA PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna Spółka Akcyjna z siedzibą

Bardziej szczegółowo

UMOWA Nr 10/ZP/S/2014-projekt

UMOWA Nr 10/ZP/S/2014-projekt UMOWA Nr 10/ZP/S/2014-projekt Zawarta w dniu...2014 r. w Szczecinku w wyniku przeprowadzonego postępowania w trybie przetargu nieograniczonego i Aukcji Elektronicznej, pomiędzy: Przedsiębiorstwem Wodociągów

Bardziej szczegółowo

TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ

TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ DLA ODBIORCÓW Z GRUP TARYFOWYCH G Obowiązuje od 1 stycznia 2015 r. Wprowadzona Uchwałą Zarządu ENEA S.A. nr 406/2014 z dnia 23 grudnia 2014 r. SPIS TREŚCI 1. INFORMACJE

Bardziej szczegółowo

UMOWA KOMPLEKSOWA SPRZEDAŻY ORAZ O ŚWIADCZENIE USŁUGI DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ NR BE/

UMOWA KOMPLEKSOWA SPRZEDAŻY ORAZ O ŚWIADCZENIE USŁUGI DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ NR BE/ UMOWA KOMPLEKSOWA SPRZEDAŻY ORAZ O ŚWIADCZENIE USŁUGI DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ NR BE/ dalej zwana Umową, zawarta dnia, w lokalu Sprzedawcy/ poza lokalem Sprzedawcy pomiędzy: - Sprzedawcą: Beskidzka

Bardziej szczegółowo

Załącznik nr 3 do SIWZ Wzór umowy. a:..., z siedzibą w... przy ul...,

Załącznik nr 3 do SIWZ Wzór umowy. a:..., z siedzibą w... przy ul..., Umowa nr... na dostawę energii elektrycznej Zawarta w dniu.. 2012 r. pomiędzy Przemysłowym Instytutem Automatyki i Pomiarów PIAP reprezentowanym przez:... Dyrektor zwanym dalej Zamawiającym, a:..., z siedzibą

Bardziej szczegółowo

INSTRUKCJA SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

INSTRUKCJA SIECI DYSTRYBUCYJNEJ INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Cześć ogólna Tekst obowiązujący od dnia: 01.01.2014 r. Opracował: SPIS TREŚCI Józef Chorążykiewicz I.A. Postanowienia ogólne... 3 I.B. Podstawy prawne

Bardziej szczegółowo

TARYFA DLA CIEPŁA. Barlinek, 2017 r. SEC Barlinek Sp. z o.o.

TARYFA DLA CIEPŁA. Barlinek, 2017 r. SEC Barlinek Sp. z o.o. TARYFA DLA CIEPŁA Barlinek, 2017 r. SEC Barlinek Sp. z o.o. 1. Informacje ogólne 1. Taryfa zawiera ceny za ciepło dostarczane odbiorcom przez SEC Barlinek Spółka z o.o. w Barlinku, działającą na podstawie

Bardziej szczegółowo

Rynek energii. Taryfy przedsiębiorstw energetycznych

Rynek energii. Taryfy przedsiębiorstw energetycznych 8 Rynek energii Taryfy przedsiębiorstw energetycznych Z ostatniej chwili Biuletyn Branżowy URE Definicja taryfy (Prawo energetyczne) Taryfa zbiór cen i stawek opłat oraz warunków ich stosowania, opracowany

Bardziej szczegółowo