Raport OSP z konsultacji dotyczących aktualizacji IRiESP Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi

Raport OSP z konsultacji dotyczących aktualizacji IRiESP Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi Zestawienie uwag zgłoszonych przez uŝytkowników systemu do projektu Karty aktualizacji nr B/6/2008 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi oraz sposób ich uwzględnienia przez OSP Warszawa, 21 lipca 2008 r. ul. Mysia 2, 00-496 Warszawa tel. +48 22 340 10 92, fax +48 22 340 25 38 NIP 526-27-48-966 REGON 015668195 Nr KRS 0000197596 Sąd Rejonowy dla m.st. Warszawy, XII Wydział Krajowego Rejestru Sądowego Wysokość kapitału zakładowego PSE-Operator S.A.: 9.357.173.000,00 zł, kapitał zakładowy w całości wpłacony Bank PEKAO SA Oddział w Warszawie ul. Nowogrodzka 11, 00-950 Warszawa Nr konta: 56124059181111000049137468

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 2 Spis treści: 1. LISTA DZIAŁAŃ W PROCESIE KONSULTACJI... 3 2. LISTA PODMIOTÓW, KTÓRE ZGŁOSIŁY UWAGI W PROCESIE KONSULTACJI... 4 3. ZESTAWIENIE UWAG UśYTKOWNIKÓW SYSTEMU I SPOSÓB ICH UWZGLĘDNIENIA.. 5 3.1. UWAGI OGÓLNE... 5 3.2. UWAGI SZCZEGÓŁOWE I PYTANIA... 11 4. SPECYFIKACJA ZMIAN DO PROJEKTU KARTY AKTUALIZACJI NR B/6/2008 IRIESP BILANSOWANIE SYSTEMU I ZARZĄDZANIE OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI... 34

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 3 1. Lista działań w procesie konsultacji Działania operatora systemu przesyłowego w ramach procesu konsultacji Karty aktualizacji nr B/6/2008 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi z uŝytkownikami systemu przedstawiono w tabeli 1. Tabela 1. Działania OSP w procesie konsultacji. Lp. Data Opis działań 1. 18.06.2008. Komunikat OSP dotyczący opublikowania projektu Karty aktualizacji nr B/6/2008 IRiESP Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi, opracowanego przez PSE-Operator S.A. 2. 18.06.2008. Opublikowanie projektu Karty aktualizacji nr B/6/2008 IRiESP Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi, na stronie internetowej PSE-Operator S.A. wraz z informacją o moŝliwości zgłaszania uwag. 3. 18.06.2008. 02.07.2008. 4. 02.07.2008. 21.07.2008. 5. 02.07.2008. 21.07.2008. Zbieranie uwag od uŝytkowników systemu dotyczących projektu Karty aktualizacji nr B/6/2008 IRiESP Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi. Analiza uwag zgłoszonych przez uŝytkowników systemu pod kątem ich uwzględnienia w Karcie aktualizacji nr B/6/2008 IRiESP Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi. Opracowanie Karty aktualizacji nr B/6/2008 IRiESP Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi oraz raportu z konsultacji. 6. 22.07.2008. PrzedłoŜenie Karty aktualizacji nr B/6/2008 IRiESP Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi, Prezesowi URE do zatwierdzenia wraz z informacją o zgłoszonych przez uŝytkowników systemu uwagach oraz sposobie ich uwzględnienia.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 4 2. Lista podmiotów, które zgłosiły w procesie konsultacji Lp. Podmiot Komentarz 1. Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni SA (Dalkia) 2. Electrabel Polska SA Dział Strategii i Rozwoju Biznesu (Electrabel) 3. Electrabel Polska SA Połaniec (El. Połaniec) 4. Zespół Elektrowni Dolna Odra SA (ZEDO) 5. Zespół Elektrowni Ostrołęka SA (ZE Ostrołęka) 6. Południowy Koncern Energetyczny SA (PKE SA) 7. BOT Elektrownia Bełchatów S.A. 8. Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin SA (ZE PAK SA) 9. Elektrownia Skawina S.A.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 5 3. Zestawienie uwag uŝytkowników systemu i sposób ich uwzględnienia 3.1. Uwagi ogólne Lp. Treść 1. Rozumiemy, Ŝe jest to, doraźne załatwienie opisywanego Karcie Aktualizacji problemu i nie wyczerpuje całego zagadnienia, nad którym naleŝy dalej pracować (w tym takŝe wprowadzić dalsze modyfikacje w późniejszych terminach po wprowadzeniu karty). 2. Z duŝym zadowoleniem przyjmujemy kierunek, przedstawionych przez OSP zmian w IRiESP. Przygotowana inicjatywa dodatkowego rozliczania, niepokrytych w ramach rozliczenia energii bilansującej, kosztów związanych z generacją wymuszoną i kosztami uruchomień, zbliŝona jest do przedstawianego przez wytwórców energii elektrycznej modelu ich pokrywania. Elektrownia Skawina S.A. El. Połaniec Wyjaśnienie. Proponowane w projekcie Karty aktualizacji nr B/6/2008 IRiESP Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi (nazywanej dalej równieŝ Kartą aktualizacji IRiESP ) zmiany stanowią dostosowaną do aktualnych zasad bilansowania implementację rozliczania kosztów wytwarzania wymuszonego, niepokrytych w ramach rozliczenia energii bilansującej na Rynku Bilansującym (RB). Dalsze modyfikacje mechanizmu bilansowania w tym zakresie będą wprowadzane po dokonaniu planowanej nowelizacji rozporządzenia w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (dalej nazywanego równieŝ rozporządzenie systemowe ). Wyjaśnienie. W ramach procesu konsultacji zostały zweryfikowane odpowiednie zapisy projektu Karty aktualizacji IRiESP.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 6 Lp. Treść Niestety w tak złoŝonych kwestiach, jakość proponowanego rozwiązania oraz jego przydatność, zaleŝna jest w znacznym stopniu od poprawności szczegółowych rozwiązań. Dlatego teŝ staramy się w niniejszych uwagach w sposób krytyczny i merytoryczny odnieść do szeregu szczegółowych elementów, które w naszym przekonaniu winny zostać zmienione w przedłoŝonej do akceptacji Karcie Aktualizacji. Mając nadzieję, Ŝe przekazane i propozycje, przyczynią się do zwiększenia jakości proponowanego rozwiązania, wyraŝamy gotowość do ewentualnego ich doprecyzowania i uszczegółowienia, jeŝeli zaistnieje taka konieczność. 3. UwaŜamy, Ŝe zaproponowana przez OSP idea rozliczenia kosztów dodatkowych jest rozwiązaniem idącym we właściwym kierunku jednak szczegółowe zasady wymagają duŝego doprecyzowania w celu uniknięcia niejasnych sytuacji np. podczas kwalifikacji do rozliczeń uruchomień jednostek wytwórczych. 4. Wnioskujemy o rozdzielenie płatności za uruchomienia od rozliczeń za generację wymuszoną oraz wielkości CO2, uwaŝamy, Ŝe koszty uruchomień są na tyle duŝe iŝ kumulowanie ich do jednej płatności i pomniejszanie dodatkowo o składnik redukcyjny i przyrostowy powoduje iŝ poniesione na uruchomienia koszty wytwórca odzyska dopiero w następnym roku. Wnosimy zatem o dokonywanie rozliczeń miesięcznych za uruchomienia jednostek wytwórczych. ZE PAK SA ZE PAK SA Wykaz wprowadzonych zmian zawiera pkt 4. niniejszego Raportu. Wyjaśnienie. Wyjaśnienie jak do ogólnej nr 2. Celem mechanizmu rozliczania kosztów wytwarzania wymuszonego energii elektrycznej na Rynku Bilansującym jest pokrycie tych kosztów w zakresie faktycznych ich wielkości z uwzględnieniem płatności za energię bilansującą na Rynku Bilansującym. Z na aktualnie obowiązujące zasady rozliczeń, w tym stosowanie uśrednionych cen CW MAX i CW MIN do rozliczania energii bilansującej planowanej wymuszonej, obecnie jest konieczne zastosowanie łącznego rozliczenia poszczególnych składników kosztów wytwarzania wymuszonego energii elektrycznej. Pozwala to na uwzględnienie naleŝności wynikających ze stosowania uśrednionych cen CW MAX i CW MIN w pokryciu faktycznych, indywidualnych kosztów

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 7 Lp. Treść 5. Wnosimy o nie łączenie rozliczenia uruchomień bloków na polecenie OSP z generacją wymuszoną. Ponoszenie kosztu na uruchomienie jednostki na polecenie OSP jest faktycznym wydatkiem wytwórcy, po którym moŝe ale nie musi następować generacja wymuszona (awaria bezpośrednio synchronizacji). Przychody uzyskane ze sprzedaŝy energii po uruchomieniu często nie pokrywają kosztów uruchomienia ze względu na krótki czas pracy jednostki. 6. Proponujemy rozdzielenie rozliczania kosztów rozruchu od pozostałych i rozliczanie tej płatności, w trybie miesięcznym w terminie po wystawieniu przez OSP ostatniego Raportu Dobowego za poprzedni miesiąc i po wystawieniu Raportu Handlowego za ostatnią dekadę poprzedniego miesiąca. Uzasadnienie - są to płatności związane z bieŝącą działalnością i dające się wyliczyć w sposób łatwy w zaproponowanym okresie pozwala to choćby w części zniwelować koszty poniesione przez zakład produkujący energię i nie wprowadza elementu kredytowania wytwarzania wymuszonego na rzecz OSP, tak jak w trybie rozliczenia rocznego. 7. Rozliczanie kosztów generacji na polecenie PSE-Operator powinno się odbywać następująco: ZEDO Elektrownia Skawina S.A. PKE SA wytwarzania wymuszonego energii elektrycznej. Takie podejście zapewnia równe traktowanie wytwórców w ramach rozliczania kosztów wytwarzania wymuszonego energii elektrycznej na Rynku Bilansującym. Postulowane w uwadze odrębne rozliczanie kosztów uruchomień będzie moŝliwe po dokonaniu planowanej nowelizacji rozporządzenia systemowego, dzięki zastosowaniu indywidualnych, opartych na kosztach zmiennych wytwarzania, cen do rozliczania pracy JWCD w przypadkach wymuszonych względami systemowymi. Patrz równieŝ wyjaśnienie do ogólnej nr 1. Wyjaśnienie jak do ogólnej nr 4. Wyjaśnienie jak do uwag ogólnych nr 4 i 9. Wyjaśnienie jak do ogólnej nr 4.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 8 Lp. Treść 1. Obligatoryjnie - koszty uruchomień rozliczane w cyklach miesięcznych lub kwartalnych dla wszystkich wytwórców; 2. Na wniosek lub obligatoryjnie - dodatkowe koszty z tytułu zakupu uprawnień do emisji CO 2. 8. NaleŜy określić instytucję/urząd odpowiedzialną za zatwierdzanie ceny rozliczeniowej uprawnień do emisji CO2 (RCco2). 9. Okresem rozliczeniowym dla rozliczania dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego energii elektrycznej jest rok kalendarzowy. Nie jest to korzystne i powinno zostać zmienione na rozliczenie miesięczne, zapobiegnie to zaleganiu dokumentacji i upłynni rozliczanie farm wiatrowych. PKE SA Electrabel Szczegółowe formuły wyznaczania ceny RC CO2 będą określone w części IRiESP zatwierdzanej przez Prezesa URE. Ponadto naleŝy wskazać, Ŝe uczestnicy rynku będą mieli moŝliwość, na etapie przygotowywania raportów rozliczeniowych dotyczących rozliczenia dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego energii elektrycznej (nazywanych dalej równieŝ dodatkowe koszty wytwarzania wymuszonego ), weryfikacji wartości ceny RC CO2. Ze względu na składowe rozliczeniowe dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego, w tym koszty uprawnień do emisji CO 2 ponad przyznany wytwórcy limit uprawnień, rozliczenie dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego musi być dokonywane w okresie rozliczeniowym obejmującym rok kalendarzowy. Dokonywanie rozliczeń w krótszych okresach mogłoby powodować niewłaściwe przepływy finansowe z na brak moŝliwości uwzględnienia wszystkich składowych kosztów. W zakresie rozliczeń ilościowych

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 9 Lp. Treść 10. W ramach rozliczania dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego energii elektrycznej w zakresie kosztu wymuszonej zmiany generacji jest uwzględniana wielkość unikniętych kosztów zamiennych wytwarzania w ramach wymuszonej redukcji. W przypadku farm wiatrowych powinna zostać opracowana zamknięta tabela wspominanych kosztów wraz z wzorem redukcyjnym jednoznacznie wykluczające róŝne interpretacje. 11. Do p. 5.3.1.7.1.7 (1) dla EC zamiast koszt średni w roku powinien być koszt energii w trybie kondensacji. Electrabel Dalkia dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego patrz odpowiedź do szczegółowej nr 11. Wyjaśnienie. Zawarte w projekcie Karty aktualizacji IRiESP rozwiązania w zakresie rozliczenia dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego dotyczą jednostek wytwórczych uczestniczących w bilansowaniu systemu w sposób aktywny. Dla źródeł wiatrowych jest planowane wdroŝenie specjalnych zasad bilansowania, stosownie do postanowień ustawy Prawo energetyczne oraz rozporządzenia systemowego. Ponadto z na specyfikę funkcjonowania źródeł wiatrowych na rynku energii nie zakłada się na obecnym etapie prac udziału tych źródeł w bilansowaniu zasobów systemu na warunkach określonych dla Jednostek Grafikowych wytwórczych aktywnych. Kwestia ewentualnego sterowania wielkością generacji tych źródeł (redukcji generacji) będzie przedmiotem dalszych prac. Wyjaśnienie. Uwaga ogólna jest powtórzona w uwadze szczegółowej zgłoszonej przez Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni SA do pkt 5.3.1.7.1.7.(1). jest zawarte w odpowiedzi do tej szczegółowej.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 10 Lp. Treść 12. Do p. 5.3.1.7.1.7 (6) dla EC zamiast średni wskaźnik emisji w roku powinien być wskaźnik wynikający z pracy w trybie kondensacji. 13. Do p. 5.3.1.7.1.7 (3) w EC nie istnieje limit w KPRU dla poszczególnych JG tylko limit dla całej instalacji. 14. We zworze 5.84.b uniknięta wielkość emisji CO 2 (ECO2 U ) występuje ze znakiem minus ( - ). Proponujemy dodać tę wartość poniewaŝ w rzeczywistej wielkości emisji CO 2 (ECO2 W ) jest juŝ zawarta uniknięta wartość tych emisji. 15. Wnosimy o uwzględnienie wartości pieniądza w czasie przy rozliczaniu dodatkowych kosztów generacji wymuszonej i uruchomień na polecenie OSP. Wypłata dodatkowych kosztów w I kwartale roku następnego za okres I,II,III i IV kwartału roku poprzedniego oznacza dla wytwórcy składającego wniosek istotne pomniejszenie naleŝnych przychodów o wartość pieniądza w czasie. Proponujemy wyliczenie wartości pieniądza w czasie o oprocentowanie WIBOR 3M. Dalkia Dalkia ZE Ostrołęka ZEDO Wyjaśnienie. Uwaga ogólna jest powtórzona w uwadze szczegółowej zgłoszonej przez Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni SA do pkt 5.3.1.7.1.7.(6). jest zawarte w odpowiedzi do tej szczegółowej. Wyjaśnienie. Uwaga ogólna jest powtórzona w uwadze szczegółowej zgłoszonej przez Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni SA do pkt 5.3.1.7.1.7.(3). jest zawarte w odpowiedzi do tej szczegółowej. Uwaga została uwzględniona. Patrz odpowiedź OSP do szczegółowej nr 17. Rozliczenie dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego, ze względu na poszczególne składowe tych kosztów, jest moŝliwe w okresie rozliczeniowym obejmującym rok kalendarzowy. W związku z tym nie jest uzasadnione wprowadzenie dodatkowych płatności dotyczących wartości pieniądza w czasie.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 11 3.2. Uwagi szczegółowe i pytania 1. 5.1.4.2.(2.2) Pkt. 5.1.4.2.(2.2) propozycja zmiany: Dla JG OSPa reprezentującej źródła pompowo-szczytowe cena CP jest równa średniej arytmetycznej z cen godzin odpowiadających wskazanym w siedmiu poprzednich dniach dla kaŝdej godziny z osobna. 2. 5.3.1.7.1.2. Proponujemy wykreślenie słowa łączne. Uzasadnienie jak w uwadze ogólnej nr 6. 3. 5.3.1.7.1.3. Wnosimy o doprecyzowanie jakie uruchomienia nie są traktowane jako wydane na polecenie OSP. W (1) określono, Ŝe są to złoŝone na wniosek wytwórcy proponujemy zapisać na wniosek wytwórcy wynikające z prób, pomiarów i awarii zgłoszonych w SOWE. Ma to na celu nie wyłączenie z rozliczenia dodatkowych kosztów uruchomień bloków wskazanych przez wytwórcę w przypadku awarii innej jednostki. Electrabel Elektrownia Skawina S.A. ZEDO Sposób wyznaczania cen CP dla JG OSPa reprezentującej źródła pompowo-szczytowe wymaga precyzyjnego zdefiniowania okresu, z którego ceny CRO stanowią podstawę do wyznaczenia cen CP. Propozycja zawarta w uwadze nie definiuje tego okresu w sposób jednoznaczny, przez co nie moŝe być uwzględniona (brak kryteriów wyboru godzin). Zasady określone w projekcie Karty aktualizacji IRiESP zawierają wskazanie godzin, które są uwzględniane przy wyznaczaniu cen CP. Patrz odpowiedź do ogólnej nr 4. Uwaga została uwzględniona. Punkt 5.3.1.7.1.3. (1) nie obejmuje zgłoszenia dotyczącego wskazania przez wytwórcę preferowanej jego JG Wa do zastąpienia generacji innej jego JG Wa, która uległa awarii. Przyjęcie takiego rozwiązania wynika z faktu, Ŝe zgłoszenie to ma charakter pomocniczy i jest uwzględniane, jeŝeli uzasadniają to względy techniczne i ekonomiczne pracy systemu. W związku z wyraŝonymi w uwagach wątpliwościami odnośnie uwzględniania w ramach pkt 5.3.1.7.1.3. (1) wyŝej powołanego

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 12 4. 5.3.1.7.1.3. NaleŜy doprecyzować kryteria zaliczenia uruchomienia do zwrotu kosztów. Podane w projekcie pozwalają na swobodną interpretację. 5. 5.3.1.7.1.3. Koniecznym jest doprecyzowanie w punkcie 5.3.1.7.1.3 uruchomień które zostają wyłączone z procedury rozliczania kosztów uruchomień tzn. na przykład w przypadku w którym JW1 zostaje zatrzymana awaryjnie po czym na jej miejsce z polecenia OSP wprowadzana zostaje JW2 a po usunięciu awarii JW1 jest uruchamiana naleŝy doprecyzować która jednostka nie dostaje zwrotu kosztów uruchomień. 6. 5.3.1.7.1.3. Przedstawione w niniejszym punkcie rodzaje uruchomień, jakie wyłączone zostaną z ewentualnych rozliczeń, są w naszym przekonaniu nieprecyzyjne i dają moŝliwość róŝnorodnego interpretowania zaliczanych do naliczania płatności uruchomień. Ponadto obecne sformułowanie zapisów prowadzić moŝe do wielokrotnego wykluczania się wykonanych uruchomień spowodowanych tymi samymi przyczynami. Jednym z przykładów moŝe być tu sytuacja w której jedna JG Wa danego wytwórcy ulega awarii i jej kolejne uruchomienie nie będzie płatne. Niestety przy obecnej konstrukcji zapisów równieŝ uruchomienie innej JG Wa danego wytwórcy, wykonane na jego wniosek, w celu zastąpienia BOT Elektrownia Bełchatów S.A. ZE PAK SA El. Połaniec zgłoszenia, zapisy pkt 5.3.1.7.1.3. zostały doprecyzowane. Zmodyfikowana treść pkt 5.3.1.7.1.3. jest przedstawiona w pkt 4. niniejszego Raportu. Kryteria zdefiniowane w projekcie Karty aktualizacji IRiESP w sposób precyzyjny określają zasady kwalifikowania uruchomień podlegających rozliczeniom. Opierają się one na zdarzeniach ruchowych, które są rejestrowane w systemach informatycznych. Patrz równieŝ odpowiedź do szczegółowej nr 3. Uwaga została częściowo uwzględniona. Treść pkt 5.3.1.7.1.3. została zmieniona zgodnie z odpowiedzią do szczegółowej nr 3. Patrz równieŝ odpowiedź do szczegółowej nr 4. Uwaga została częściowo uwzględniona. Treść pkt 5.3.1.7.1.3. została zmieniona zgodnie z odpowiedzią do szczegółowej nr 3. Dodatkowe wyjaśnienia. Przyjęcie proponowanego w uwadze zapisu skutkowałoby objęciem płatnościami za uruchomienia równieŝ uruchomień JG Wa po postoju zgłoszonym przez wytwórcę, a więc spowodowanym przyczynami leŝącymi po stronie wytwórcy. Te koszty nie mogą obciąŝać

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 13 uszkodzonej JG Wa, równieŝ nie podlegało będzie płatności. Sytuacja taka prowadzić moŝe do odstępowania przez wytwórców od dokonywania zgłoszeń zamiany, w sytuacjach potencjalnego zagroŝenia awarią, co nie będzie przyczyniać się do usprawnienia zarządzania poprawnością pracy KSE. Proponujemy zapis: W ramach rozliczenia dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego energii elektrycznej w zakresie kosztu uruchomień, są uwzględniane wszystkie wykonane na polecenie OSP uruchomienia JG Wa z wyłączeniem uruchomień wykonanych: (1) Na wniosek wytwórcy, na podstawie zatwierdzonego ZPWP (zgłoszenie pracy w pomiarach dotyczących badania szczególnych stanów JG Wa podczas uruchamiania) (2) Po awarii JG Wa spowodowanej przyczynami innymi niŝ zakłócenie pracy sieci nienaleŝących do wytwórcy. 7. 5.3.1.7.1.5. Wnosimy o skorygowanie zapisu punktu zgodnie z uwagą ogólną nr 6. Zamiast zapisu o rozliczeniu rocznym proponujemy zapis o rozliczeniu miesięcznym dla kosztów rozruchu i roczny dla pozostałych. 8. 5.3.1.7.1.6. Proponujemy zmianę terminu za 31 stycznia na 15 lutego z na czas potrzebny na weryfikacje rozliczenia rocznego emisji CO2 9. 5.3.1.7.1.6. ZłoŜenie wniosku do dnia 31 stycznia danego roku spowoduje iŝ we wniosku składanego przez Wytwórcę będą zamieszczone nieaudytowane dane co moŝe powodować korektę wniosku. Przesunięcie składania wniosku o około 14 dni w duŝym stopniu zwiększy prawdopodobieństwo przekazania przez wytwórcę danych dotyczących CO2 zweryfikowanych juŝ przez audytora. Elektrownia Skawina S.A. Elektrownia Skawina S.A. ZE PAK SA odbiorców w ramach rozliczenia dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego. Patrz odpowiedź do uwag ogólnych nr 4 i 9. Uwaga została uwzględniona. W pkt 5.3.1.7.1.6. został zmieniony termin złoŝenia Wniosku o rozliczenie dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego na 15 lutego następnego roku kalendarzowego. Uwaga została uwzględniona. Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 8.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 14 10. 5.3.1.7.1.6. Do 31 stycznia nie jest moŝliwe zweryfikowanie średnich kosztów zmiennych wytwarzania za poprzedni rok. Stąd wielkości podane we wniosku mogą ulec zmianie. Ostateczne koszty będą znane po audycie do 31 marca. 11. 5.3.1.7.1.6. W związku z przyjęciem zasady rozliczania dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego w oparciu o wniosek wytwórcy proponujemy: 1) dokonywanie uzgodnień dotyczących liczby uruchomień dokonanych na polecenie OSP w cyklach miesięcznych 2) aby kaŝde wydane polecenie uruchomienia bloku nie wynikające ze zgłoszonych umów było opatrzone w SOWE stosownym komentarzem dyspozytora KDM (w przeszłości często zdarzały się duŝe rozbieŝności z kwalifikacją typu uruchomienia przez słuŝby wytwórców i OSP) 3) generowanie raportów RHDKW w cyklach miesięcznych 4) na 15 lutego z moŝliwością jego korekty po 31.03. czyli datą złoŝenia raportu emisyjnego z audytu do KASHUE BOT Elektrownia Bełchatów S.A. ZEDO Wyjaśnienie. Ewentualne skorygowanie danych rozliczeniowych, np. w związku z ich zmianą wynikającą z przeprowadzonego audytu rocznego raportu dotyczącego wielkości emisji CO 2, powinno nastąpić na zasadach ogólnych korygowania rozliczenia dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego. Zgodnie z projektem Karty aktualizacji IRiESP wytwórca jest zobowiązany przedstawić OSP poprawne dane, niezwłocznie po stwierdzeniu nieprawidłowości w danych wcześniej dostarczonych. Patrz równieŝ odpowiedź do szczegółowej nr 8. Uwaga została częściowo uwzględniona. 1) W związku ze zgłoszonymi uwagami do zasad rozliczania dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego, w celu usprawnienia procesu dokonania rozliczenia tych kosztów, została wprowadzona moŝliwość wstępnego uzgadniania określonych danych ilościowych dotyczących tego rozliczenia. Z na długość okresu rozliczeniowego oraz mając na uwadze ograniczenie złoŝoności procesu wstępnych uzgodnień danych, będzie on realizowany dla kolejnych kwartałów roku kalendarzowego. Ostateczne uzgodnienie danych będzie dokonywane

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 15 po zakończeniu roku kalendarzowego, w ramach przygotowania raportu RHDKW. Zmodyfikowana treść pkt 5.3.1.7.1.11. jest przedstawiona w pkt 4. niniejszego Raportu. 2) Wprowadzenie wnioskowanego w uwadze znacznika nie jest uzasadnione, poniewaŝ kwalifikacja uruchomień podlegających rozliczeniom nie odbywa się na podstawie zgłoszonych umów sprzedaŝy energii. Uruchomienia podlegające rozliczeniom są identyfikowane zgodnie z kryteriami określonymi w projekcie Karty aktualizacji IRiESP, na podstawie zdarzeń ruchowych rejestrowanych w systemach informatycznych. 3) Raport RHDKW moŝe być przygotowywany dopiero po zakończeniu okresu rozliczeniowego, poniewaŝ dopiero wtedy są dostępne wymagane do jego przygotowania dane. Odnośnie wstępnego uzgadniania danych rozliczeniowych ilościowych patrz odpowiedź do ppkt 1) tej. 4) Przesunięcie terminu na złoŝenie wniosku patrz odpowiedź do szczegółowej nr 8. Korekta rozliczenia patrz wyjaśnienia do szczegółowej nr 10.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 16 12. 5.3.1.7.1.6. Wskazany w projekcie termin złoŝenia wniosku uwaŝamy za zbyt wczesny, szczególnie w obliczu bezwarunkowego odstąpienia od ewentualnych rozliczeń po złoŝeniu wniosku w terminie późniejszym. Wymagane róŝnymi aktami prawnymi stosowne audyty w zakresie emisji CO 2 oraz badania finansowego przedsiębiorstw, określają znacznie bardziej odległe terminy ich zakończenia. W szczególnych wypadkach dokonane audyty mogą mieć znaczący wpływ na fakt ewentualnego składania wniosku, dlatego teŝ uwaŝamy, Ŝe ewentualny termin winien umoŝliwiać złoŝenie wniosku po zakończeniu audytów. Proponujemy zapis:.nie później niŝ do 15 kwietnia następnego roku kalendarzowego. El. Połaniec Uwaga została częściowo uwzględniona. Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 8 oraz wyjaśnienia do szczegółowej nr 10. Wyjaśnienia dodatkowe. WydłuŜenie terminu składania wniosku zgodnie z propozycją zawartą w uwadze mogłoby spowodować przesunięcie rozliczeń w czasie i w konsekwencji trudności proceduralne w zakresie uwzględnienia kosztów tego rozliczenia w odpowiednich sprawozdaniach finansowych. Procedura rozliczenia dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego zakłada, Ŝe rozliczenie to jest dokonywane na podstawie danych przygotowanych przez wytwórcę po zakończeniu roku kalendarzowego i moŝe być ono korygowane w przypadku zmiany tych danych, np. w wyniku audytu rocznego raportu dotyczącego wielkości emisji CO 2. Odnosząc się do treści drugiego akapitu, naleŝy wskazać, Ŝe wytwórca ma prawo złoŝyć Wniosek o rozliczenie dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego, równieŝ wtedy, gdy nie wywołuje on skutków finansowych w zakresie rozliczenia tych kosztów (naleŝności dla wytwórcy są wtedy równe zerowe). Dzięki złoŝeniu takiego wniosku, w przypadku zmiany danych, zostanie dokonana stosowana korekta rozliczenia. Takie postępowanie pozwala na wyeliminowanie w całości ryzyka, o którym mowa w tej części.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 17 13. 5.3.1.7.1.7. Aktualnie przedstawiony w projekcie karty aktualizacji zestaw danych jaki znajdować ma się we wniosku, znacznie wykracza poza dane jakimi w dniu dzisiejszym dysponuje OSP w odniesieniu do wytwórców energii elektrycznej. NaleŜy nadmienić, Ŝe PSE- Operator S.A., jako spółka prawa handlowego w wielu obszarach, innych niŝ mechanizm bilansowania, jest partnerem handlowym wytwórców energii elektrycznej. Wymóg przekazywanie szeregu szczegółowych danych dotyczących kosztów zmiennych oraz ich poszczególnych elementów, a takŝe kosztów uruchomień, na rzecz OSP, bez jednoczesnego przekazywania informacji o kosztach ze strony OSP do wytwórców, narusza zasadę równowagi informacyjnej stron będących podmiotami czynności handlowych. UzaleŜnianie rozpatrzenia wniosku, od przekazania wymienionych informacji, które z mocy aktualnie obowiązującego prawa, nie muszą być udostępniane OSP, stawia PSE-Operator S.A. w roli organu kontrolującego podmioty wytwórcze, co w obecnej chwili nie jest prawną funkcją OSP. Proponujemy zatem aby wniosek zawierał skumulowane dane jakie są w obecnym układzie funkcjonowania rynku moŝliwe do zweryfikowania przez OSP oraz wnioskowaną wielkość dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego energii elektrycznej wynikających z uruchomień i wymuszonych dostaw energii elektrycznej. Natomiast mechanizm ewentualnej weryfikacji poprawności i rzetelności zastosowanych do wyliczenia tych wielkości elementów, wynika z uprawnień Urzędu Regulacji Energetyki, który w drodze postępowania administracyjnego, ma El. Połaniec Wprowadzony w projekcie Karty aktualizacji IRiESP tryb rozliczenia na wniosek wytwórcy ma na celu uproszczenie procesu rozliczeń poprzez umoŝliwienie odstąpienia od realizacji określonych działań (raportowania), w sytuacjach gdy są one zbędne. OSP administruje Rynkiem Bilansującym i w ramach realizacji zadań w tym zakresie jest wymagany dostęp do określonych danych. Jednocześnie OSP na mocy ustawy Prawo energetyczne jest zobowiązany do ochrony odpowiednich danych. W szczególności w związku z wprowadzanym mechanizmem rozliczania dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego energii elektrycznej jest wymagany dostęp do danych stanowiących podstawę wyznaczenia odpowiednich naleŝności. Dane te będą wykorzystane przez OSP do przygotowania raportów rozliczeniowych w zakresie wyŝej powołanych kosztów, stanowiąc jednocześnie dokumentację dokonanego rozliczenia dla potrzeb jego ewentualnej korekty lub kontroli przez uprawnione organy. W związku z powyŝszym dostęp OSP do przedmiotowych danych w Ŝadnym zakresie nie moŝe być traktowany jako naruszenie powołanej w uwadze równowagi informacyjnej. Ponadto ze względu na rolę i zadania OSP a takŝe sposób ich realizacji, określone w ustawie Prawo

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 18 moŝliwość dokonania kontroli zasadności dokonanych kalkulacji. Proponujemy zapis: Wniosek o którym mowa w pkt 5.3.1.7.1.6. dotyczący danego roku kalendarzowego, powinien zawierać: wykaz zakwalifikowanych uruchomień ze wskazaniem ich stanu cieplnego - LU; sumaryczną ilość energii elektrycznej zakwalifikowanej jako wymuszona dostawa podlegającej rozliczaniu - E WP ; średnią waŝoną cenę uzyskaną w rozliczeniu E WP C WP ; sumaryczną ilość energii elektrycznej zakwalifikowanej jako wymuszony odbiór podlegający rozliczeniu E WR ; średnia waŝona cena uzyskana w rozliczeniach E WR C WR ; wnioskowane kwoty naleŝności za: dodatkowe koszty wytwarzania wymuszonego energii elektrycznej oraz wykonane uruchomienia, obliczane z uwzględnieniem:.. 14. 5.3.1.7.1.7.(1) Odnoszenie się w zaproponowanej metodologii do średnich kosztów zmiennych wytwarzania energii elektrycznej w danym roku kalendarzowym uwaŝamy za błąd metodologiczny szczególnie w odniesieniu do kosztów powstających w przypadku wymuszonej dostawy energii elektrycznej. Cechą charakterystyczną dla tego typu dostaw jest ich całkowita nieprzewidywalność i nieregularność. Podejmowanie w odniesieniu do dostaw wymuszonych jakichkolwiek działań planistycznych, obarczone jest znacznym ryzykiem i niepewnością. Szczególnie sytuacja ta jest widoczna w okresie ostatniego kwartału roku 2007 i pierwszego półrocza roku 2008. W przypadku występowania dostaw wymuszonych konsumowane jest paliwo uprzednio zakontraktowane dla realizacji zawartych umów sprzedaŝy energii elektrycznej. Taka sytuacja powoduje konieczność wykonywania zakupów interwencyjnych paliw i innych środków niezbędnych do El. Połaniec energetyczne i stosownych aktach wykonawczych do tej ustawy, dostęp do tych danych nie będzie miał wpływu na relacje handlowe pomiędzy OSP i wytwórcami w obszarach innych niŝ mechanizm bilansowania. NaleŜy przy tym zaznaczyć, Ŝe dostęp operatorów systemu do analogicznych danych jest równieŝ praktyką na innych rynkach energii elektrycznej. Uwaga została częściowo uwzględniona. Stosownie do przedmiotu rozliczeń kalkulacja średniej ceny jednostkowej wytwarzania energii elektrycznej (C KZ ) powinna opierać się na kosztach dotyczących wymuszonej zmiany generacji. W związku ze zgłoszonymi uwagami zapisy pkt 5.3.1.7.1.7.(1) projektu Karty aktualizacji IRiESP zostały doprecyzowane. Zmodyfikowana treść pkt 5.3.1.7.1.7.(1) jest przedstawiona w pkt 4. niniejszego Raportu. Odnosząc się do poruszonej w uwadze kwestii określania cen dla poszczególnych JG Wa, naleŝy wskazać, Ŝe zastosowanie takiego podejścia pozwala na uwzględnienie w rozliczeniach

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 19 produkcji, przy których oferowane ceny są zdecydowanie wyŝsze od wynikających z umów średnio i długoterminowych. Średnioroczne przedstawianie kosztów nie odzwierciedla faktycznych kosztów ponoszonych dla zrealizowania wymuszonych dostaw energii elektrycznej. Przyczynia się to do pogorszenia sytuacji ekonomicznej przedsiębiorstw wytwórczych. Dla prawidłowego odniesienia kosztów wymuszonej dostawy energii elektrycznej za jedyne zasadne rozwiązanie uwaŝamy odnoszenie ich do ponoszonych kosztów krańcowych jakie wynikły z wykonania wymuszonej dostawy energii elektrycznej. PoniewaŜ proponowany element rozliczeń odnosić się ma do wszystkich JG Wa danego URB w za zbędne uwaŝamy rozbijanie kosztów na poszczególne JG Wa w przypadkach gdy charakteryzują się one podobnym kosztem produkcji rozliczenie winno odnosić się do URB w Proponujemy zapis: ceny jednostkowej wytwarzania energii elektrycznej odpowiadającej krańcowym kosztom zmiennym wytwarzania energii elektrycznej przez JG Wa danego URB w w okresie za który wniosek został złoŝony [zł/mwh]. C KZmax ceny jednostkowej wytwarzania energii elektrycznej odpowiadającej minimalnym kosztom zmiennym wytwarzania energii elektrycznej przez JG Wa danego URB w w okresie za który wniosek został złoŝony [zł/mwh]. C KZmin 15. 5.3.1.7.1.7.(1) Dla EC zamiast kosztu średniego w roku powinien być przyjęty koszt wytwarzania energii w trybie kondensacji. W Dalkia Poznań ZEC usługa jest wykonywana przez blok kondensacyjno ciepłowniczy. Przyrosty i redukcje są wykonywana przez wzrost lub zmniejszenie produkcji w kondensacji ze sprawnością odpowiednią dla kondensacji. Część energii wykonywana w trybie skojarzenia nie bierze udziału w wymuszonej regulacji. Przyjęcie Dalkia zróŝnicowanych kosztów charakteryzujących poszczególne JG Wa naleŝące do danego wytwórcy. W szczególnym przypadku, gdy dla jednostek wytwórczych danego wytwórcy zróŝnicowanie takie nie występuje, to ceny dla poszczególnych JG Wa tego wytwórcy będą miały jednakowe wartości. Zastosowanie jednolitej ceny C KZ w rozliczeniu dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego energii elektrycznej jest uzasadnione uśrednionym, w ramach tego rozliczenia, uwzględnieniem kosztów redukcji oraz przyrostu generacji danego URB W. Uwaga została uwzględniona. Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 14.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 20 średniorocznego kosztu, który wynika z średniorocznej sprawności, oznacza zawyŝenie sprawności wytwarzania dla energii przyrostowej lub redukowanej, która w rzeczywistości jest wytwarzana ze sprawnością czysto kondensacyjną, a nie średnią. 16. 5.3.1.7.1.7.(3) W EC nie istnieje w KPRU2 limit dla poszczególnych JG tylko limit dla całej instalacji (dla całej EC Karolin). 17. 5.3.1.7.1.7. (4) oraz (5) 18. 5.3.1.7.1.7. (4) (6) Rzeczywista wielkość emisji CO 2 uwzględnia juŝ w sobie odliczenie unikniętej wielkości emisji CO 2 wynikającej ze spalania biomasy. Proponujemy zmianę zapisu tych punktów - usunięcie zapisu o ECO2 U i skorelowania z tą zmianą wzoru (5.84.b) w punkcie 5.3.1.7.2.2. W nawiązaniu do odnoszącej się do zbyt szerokich wymagań informacyjnych jakie znajdować miałyby się we wniosku, proponujemy równieŝ wykreślenie w tym miejscu podpunktów 4 6 i zawarcie ich jedynie w punkcie 5.3.1.7.2.2. wraz z koniecznym doprecyzowaniem pojęć. Dalkia Elektrownia Skawina S.A. El. Połaniec Wyjaśnienie. Zasady zawarte w pkt 5.3.1.7.1.7.(3) dotyczą średniorocznego limitu uprawnień do emisji CO 2 przyznanego dla jednej lub więcej instalacji, w skład których wchodzą JG Wa naleŝące do danego URB W. JeŜeli w ramach tych instalacji pracują jednostki wytwórcze inne niŝ JG Wa, to limit średnioroczny dla JG Wa będzie wyznaczany z uwzględnieniem emisji CO 2 przez jednostki wytwórcze nie będące JG Wa. PoniewaŜ rzeczywista wielkość emisji CO 2 uwzględnia juŝ unikniętą, w wyniku spalania biomasy, wielkość emisji CO 2, to w pierwszym członie wzoru (5.84.b) wielkość ECO2 U powinna powiększać wartość tego członu. W projekcie Karty aktualizacji IRiESP we wzorze (5.84.b) wystąpił błąd edycyjny. Skorygowany wzór (5.84.b) jest przedstawiony w pkt 4. niniejszego Raportu. Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 13.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 21 19. 5.3.1.7.1.7.(6) Dla EC zamiast średniego wskaźnika emisji w roku powinien być stosowany wskaźnik wynikający z pracy w trybie kondensacji. Dla bloku ciepłowniczo kondensacyjnego średni wskaźnik emisji nie odzwierciedla rzeczywistej emisji wynikającej ze sprawności wytwarzania energii regulacyjnej. Uzasadnienie j.w. 20. 5.3.1.7.1.8. Proponujemy zapis: Cena C KZ dla danej JGwa jest wyznaczana na podstawie jednostkowego kosztu wytwarzania energii elektrycznej obejmującego składniki: 1) paliwo podstawowe i pomocnicze oraz transport i składowanie tych paliw; 2) opłaty za gospodarcze korzystanie ze środowiska; 3) materiały eksploatacyjne; 4) ekwiwalent kosztu stałego produkcji liczony jako równowartość opłat za rezerwy operacyjne; 5) podatek akcyzowy za energię elektryczną - w rozumieniu przepisów o podatku akcyzowym 6) inne udokumentowane koszty - z wyłączeniem kosztów, o których mowa w 5.3.1.7.1.9. Dalkia PKE SA Uwaga została uwzględniona. Stosownie do przedmiotu rozliczeń średnioroczny wskaźnik emisji CO 2 (WCO2) powinien określać średnią wielkość emisji dla wytwarzania energii w ramach generacji wymuszonej. W związku ze zgłoszonymi uwagami zapisy pkt 5.3.1.7.1.7.(6) projektu Karty aktualizacji IRiESP zostały doprecyzowane. Zmodyfikowana treść pkt 5.3.1.7.1.7.(6) jest przedstawiona w pkt 4. niniejszego Raportu. Na rynku energii elektrycznej o poziomie uzyskiwanych przez wytwórców przychodów ponad koszty zmienne decydują mechanizmy konkurencji. Zasada ta przekłada się na Rynku Bilansującym na moŝliwość uzyskiwania przez wytwórców przychodów wyŝszych niŝ koszty zmienne, w ramach dostaw energii bilansującej planowanej swobodnej. W przypadku dostawy energii bilansującej planowanej wymuszonej, co do zasady nie realizowanej w warunkach konkurencji, pokrywane są koszty zmienne. Zostało to odzwierciedlone w składnikach kosztów ceny C KZ. Takie podejście zapewnia odpowiedni poziom ochrony odbiorców eliminując jednocześnie ryzyka wytwórcy w zakresie pokrycia kosztów wytwarzania.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 22 21. 5.3.1.7.1.8. Wnosimy o dopełnienie kosztów uwzględnianych przy wyznaczaniu C KZ o: (5) składnika marŝy na częściowe pokrycie kosztów stałych w wysokości 5%. 22. 5.3.1.7.1.8. Z na przedstawioną propozycję agregowania kosztów dla wszystkich JG Wa oraz rozliczania wymuszonych dostaw energii elektrycznej według kosztów krańcowych proponujemy zmianę zapisów tego punktu. Proponujemy zapis: Cena C KZmin (wyznaczona dla odpowiednich wartości minimalnych) i cena C KZmax (wyznaczona dla odpowiednich wartości krańcowych) dla JG Wa danego URB w jest wyznaczana na podstawie 23. 5.3.1.7.1.9. Proponujemy zapis: Cena CU dla danej JGwa jest wyznaczana na podstawie kosztu pojedynczego uruchomienia tej jednostki, obejmującego koszty: 1) paliwa podstawowego i pomocniczego oraz transportu i składowania tych paliw; 2) wody zdemineralizowanej; 3) pary wodnej wykorzystanej na potrzeby uruchomienia jednostki wytwórczej; 4) energii elektrycznej pobranej z systemu na pokrycie potrzeb własnych uruchamianej jednostki wytwórczej; 5) gospodarczego korzystania ze środowiska wynikającego ze zwiększonych ilości gazów emitowanych podczas uruchomienia; 6) inne udokumentowane koszty. ZEDO El. Połaniec PKE SA Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 20. Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 14. Uwaga została częściowo uwzględniona. W związku ze zgłoszoną uwagą w ramach kosztów stanowiących podstawę do wyznaczenia ceny CU uwzględniono składnik kosztów dotyczący gospodarczego korzystania ze środowiska i składowania odpadów paleniskowych. Doprecyzowano przy tym zasady kalkulacji ceny CU wskazując, Ŝe w kalkulacji tej ceny nie uwzględnia się kosztów zmiennych wytwarzania energii elektrycznej podczas uruchamiania JG Wa. Koszty te są bowiem przenoszone w ramach rozliczeń za energię elektryczną. Zmodyfikowana treść pkt 5.3.1.7.1.9. jest przedstawiona w pkt 4. niniejszego Raportu.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 23 24. 5.3.1.7.1.9. Wnosimy o dopełnienie kosztów uwzględnianych przy wyznaczaniu CU o: (5) gospodarczego korzystania ze środowiska i składowania odpadów paleniskowych. 25. 5.3.1.7.1.9 Proponujemy uzupełnienie zestawu poniesionych kosztów o podpunkt (5) wprowadzający koszty poniesione na ochronę środowiska, w tym w szczególności na gospodarcze wykorzystanie wody, które zaczynają mieć niebagatelny wpływ na koszty wytwarzania oraz o podpunkt (6) wprowadzający koszty poniesione na zagospodarowanie odpadów paleniskowych wytworzonych w procesie produkcyjnym, w tym w szczególności na ich utylizację i składowanie. 26. 5.3.1.7.1.9. Cena CU (cena uruchomienia jednostki wytwórczej) nie uwzględnia kosztów środowiskowych wnioskujemy o dodanie tego składnika do wyznaczania w/w ceny. 27. 5.3.1.7.1.9. W kosztach uruchomień naleŝy dodatkowo uwzględnić koszty związane z ochroną środowiska. 28. 5.3.1.7.1.9 W przedstawionym sposobie kalkulowania ceny CU pominięty został jeden z najistotniejszych elementów stanowiących koszt uruchomienia JG Wa, a mianowicie koszt utraty Ŝywotności, związany z uruchomieniem takiej jednostki. Zespół energetyczny wytwarzający energię elektryczną to złoŝona kombinacja infrastruktury, której Ŝywotność i poprawność funkcjonowania zaleŝna jest w znacznej mierze od stanów termicznych oddziaływujących na całość układu. Stany te zaleŝne są w duŝej mierze od ilości uruchomień i odstawień danego zespołu energetycznego, powodując przy ich nadmiernym występowaniu obniŝanie jego sprawności, Ŝywotności oraz częstsze występowanie awarii poszczególnych części tego systemu. Część kosztów związanych z utrzymaniem właściwej dyspozycyjności urządzeń ZEDO Elektrownia Skawina S.A. ZE PAK SA BOT Elektrownia Bełchatów S.A. El. Połaniec Uwaga została uwzględniona. Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 23. Uwaga została uwzględniona. Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 23. Uwaga została uwzględniona. Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 23. Uwaga została uwzględniona. Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 23. W ramach wprowadzanych Kartą aktualizacji IRiESP zasad rozliczania kosztów uruchomień, zakłada się pokrywanie kosztów faktycznie poniesionych, w sensie udokumentowanych płatności.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 24 energetycznych związana jest z koniecznością dodatkowych napraw oraz działań profilaktycznych, wynikających właśnie z odstawień i uruchomień. Dlatego teŝ uwaŝamy, Ŝe element ten nie powinien być pomijany przy wyznaczeniu ceny uruchomienia. Do określenia sposobu kalkulacji tego składnika proponujemy wykorzystać metodologię przekazaną przez TGPE, a odnoszącą się do kosztów uruchomienia. W wielu układach technologicznych wykonywanie kolejnych uruchomień związane jest z ponoszeniem w trakcie ich trwania dodatkowych kosztów związanych z ochroną środowiska. W naszym przekonaniu ta część opłat za gospodarcze korzystanie ze środowiska, która związana jest z uruchomieniami winna być rozliczana w cenie uruchomienia. Proponujemy zapis:.. (1) Paliwa, w tym koszt: mazutu, węgla, gazu i sorbentów wraz z ich transportem; (2) Wody zdemineralizowanej; (3) Pary wodnej wykorzystanej na potrzeby uruchomienia JG Wa ; (4) Energii elektrycznej pobranej z systemu na pokrycie potrzeb własnych uruchamianych JG Wa ; (5) Gospodarczego korzystania ze środowiska powstałych w wyniku uruchomienia; Do ceny CU dolicza się ekwiwalent za ubytek Ŝywotności JG Wa danego URB w związany z jej uruchomieniem. 29. 5.3.1.7.1.9. W miesiącu kwietniu Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie przesłało do OSP, URE i Ministerstwa Gospodarki wykonany na zlecenie Wytwórców przez Energopomiar Gliwice ZE PAK SA Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 28.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 25 materiał przedstawiający metodykę wyznaczania kosztów uruchomień jednostek wytwórczych w których jednym ze składników kosztowych jest składnik ubytku Ŝywotności elementów bloku w trakcie pełnego cyklu uruchomieniowego ( tzw. koszt starzenia się bloku) UwaŜamy, Ŝe jest to na tyle istotny element kosztowy, Ŝe naleŝy uwzględnić go w cenie CU. 30. 5.3.1.7.1.11. Oprócz RHDKW przesyłanego przez OSP do Wytwórcy po otrzymaniu Wniosku, wskazane jest informowanie przez OSP na bieŝąco Wytwórców o zakwalifikowaniu bądź nie uruchomień do zwrotu kosztów. 31. 5.3.1.7.1.11. Wnosimy aby po zakończeniu kaŝdego miesiąca OSP przesyłał wstępny raport RHDKW zawierający ilości E WR, E WP oraz LU js 32. 5.3.1.7.2.1 Prosimy o zmodyfikowanie wzoru stosownie do wcześniejszych uwag a szczególności do ogólnej nr 6 i szczegółowej nr 17. 33. 5.3.1.7.2.1. 3-ci człon we wzorze na wielkość NDKW (wielkość korzyści Wytwórcy z Redukcji Wymuszonych) powinien uwzględniać równieŝ koszt stały wytwarzania energii elektrycznej poniesiony przez Wytwórcę. Redukcje dotyczą energii zaplanowanej przez Wytwórcę w planie produkcji a nie generacji dodatkowej. Na całą zaplanowaną energię rozłoŝone są koszty stałe i powinny one być BOT Elektrownia Bełchatów S.A. ZE PAK SA Elektrownia Skawina S.A. BOT Elektrownia Bełchatów S.A. Uwaga została częściowo uwzględniona. Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 11. Wyjaśnienia dodatkowe. Uzgadnianie na bieŝąco danych dotyczących uruchomień jest w opinii OSP zbędne. W celu usprawnienia procesu dokonania rozliczania dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego jest wystarczające uzgadnianie danych ilościowych dla dłuŝszych okresów. Ponadto naleŝy wskazać, Ŝe opierając się na kryteriach określonych w IRiESP wytwórca będzie mógł samodzielnie dokonać kwalifikacji uruchomienia podlegających rozliczeniom. Uwaga została częściowo uwzględniona. Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 11. Patrz odpowiedź do uwag ogólnych nr 4 i 9 oraz szczegółowej nr 17. W wyniku rozliczeń na Rynku Bilansującym (w ramach rozliczenia energii i dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego) redukcji wymuszonej wytwórca zwraca koszt zmienny. Tak więc u wytwórcy pozostaje przychód równy

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 26 we wzorze uwzględnione w poniŝszy sposób: NDKW = ΣΣCU*LU + ΣE WP *(C KZ C WP ) ΣE WR *(C KZ - (C WR +C KS )) + RE CO2 *RC CO2 gdzie: cena jednostkowa wytwarzania energii elektrycznej odpowiadająca średnim kosztom stałym wytwarzania energii elektrycznej w danym roku kalendarzowym. C KS 34. 5.3.1.7.2.1. Zdarza się Ŝe zakupy węgla dla zrealizowania generacji wymuszonej są dokonywane przez wytwórców po innej cenie od dostawcy jako wolumen dodatkowy nie obejmujący planów dostawy dla zrealizowania kontraktów rocznych. Dlatego teŝ określona cena kosztu zmiennego, jaki będziemy przekazywać do OSP, w skład której wchodzi koszt paliwa nie zawsze będzie odzwierciedlała poniesione koszty. Niejednokrotnie wytwarzanie na potrzeby generacji wymuszonej generuje dodatkowe koszty u wytwórcy, dlatego teŝ, wnioskujemy aby we wzorze w składniku gdzie występuje cena C KZ dla wymuszonej energii przyrostowej dodać składnik wyrównujący dodatkowe koszty w postaci 10% ceny C KZ. Natomiast w składniku gdzie występuje cena C KZ dla wymuszonej energii redukcyjnej odjąć składnik w postaci pomniejszenia o 10 % cenę C KZ. 35. 5.3.1.7.2.1. Zastosowany sposób obliczania NDKW zawiera, w naszym przekonaniu, kilka dość ogólnikowych załoŝeń rozbieŝnych z faktycznym przebiegiem powstawania kosztów. Zastosowanie w przedstawionym wzorze całkowitego zwrotu róŝnicy pomiędzy średnimi rocznymi kosztami jednostkowymi a ceną płaconą za E WR, zakłada, Ŝe dokonywane redukcje nie pozostają bez wpływu na koszty zmienne produkcji. NaleŜy w tym miejscu zauwaŝyć, Ŝe ZE PAK SA El. Połaniec róŝnicy pomiędzy ceną sprzedaŝy energii w ramach USE a kosztem zmiennym. Przyjęcie propozycji zawartej w uwadze skutkowałoby dodatkowym przychodem, w stosunku do wyŝej wymienionego, odpowiadającym kosztom stałym. Tym samym dla energii sprzedawanej w ramach USE i nie produkowanej ze względu na wymuszoną redukcję generacji, istniałby podwójny mechanizm pokrywania kosztów stałych: w ramach zawieranych USE oraz na Rynku Bilansującym. Mając na uwadze, Ŝe kalkulacja ceny C KZ opiera się na kosztach dotyczących wymuszonej zmiany generacji (patrz odpowiedź do szczegółowej nr 14) nie jest uzasadnione wprowadzanie wnioskowanego w niniejszej uwadze dodatkowego składnika kosztów. Patrz równieŝ odpowiedź do szczegółowej nr 20. Uwaga została częściowo uwzględniona. 1) Kwestia kalkulacji ceny C KZ. Kalkulacja ceny C KZ opiera się na kosztach dotyczących wymuszonej zmiany generacji patrz odpowiedź do szczegółowej nr 14. 2) Kwestia wyznaczania wielkości E WR.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 27 dokonywane redukcje w znakomitej większości dotyczą obniŝania punktu pracy JG Wa. Sytuacja taka powoduje, Ŝe dana JG Wa pracuje z mniejszą sprawnością, większym wskaźnikiem jednostkowego zuŝycia energii chemicznej oraz większym przelicznikowo wskaźnikiem potrzeb własnych na jednostkę produkowanej energii elektrycznej. Czynniki te powodują, Ŝe jednostkowy koszt zmienny pracy przy niŝszych mocach jest wyŝszy od zaplanowanego w wysłanych grafikach dla poszczególnych JG Wa. Oczywiście uprawnionym jest w tym miejscu stwierdzenie, Ŝe ewentualna praca na skutek wykorzystanych ofert przyrostowych poprawia sprawność, wskaźnik zuŝycia i inne elementy kosztowe - jeŝeli odbywa się w ramach rezerwy wirującej. Niestety w większości realizowanych wymuszonych dostaw energii elektrycznej odbywają się one nie w zakresie rezerwy wirującej, lecz na dodatkowych przywołanych do pracy JG Wa. Bardzo często równieŝ z minimalną mocą, a więc w niezbyt korzystnym z punktu widzenia kosztowego punkcie charakterystyki. Dodatkowym elementem mającym wpływ na poziom kosztów są nie podlegające rozliczeniom finansowym redukcje i przyrosty danego URB w zawierające się w zakresie rozliczeń wzajemnego bilansowania rozliczeniowej jednostki grafikowej. RównieŜ sposób kwalifikowania redukcji jako wymuszonych lub swobodnych nie jest transparentny i znany jest wytwórcom jedynie powykonawczo, bez podawania jakichkolwiek przyczyn ich wystąpienia. Wymuszone redukcje winny mieć miejsce jedynie w sytuacjach kiedy pomimo zdefiniowanych w WPKD ograniczeń w wyprowadzeniu mocy dany URB w przedkłada grafiki wykraczające ponad zdefiniowane ograniczenie. Dokonane, w oparciu o dane OSP dostępne na stronach internetowych, analizy wykazują, Ŝe w okresie pięciu miesięcy roku 2008 w niespełna 9% godzin ceny redukcji swobodnej były wyŝsze Propozycja zawarta w uwadze nie moŝe zostać przyjęta poniewaŝ spowodowałaby to uwzględnienie w rozliczeniach ilości E WR innej niŝ faktycznie rozliczona na Rynku Bilansującym. Efektem tego byłoby niepoprawne rozliczenie dodatkowych kosztów wytwarzania wymuszonego energii elektrycznej. 3) Kwestia oddzielnego rozliczania uruchomień. Odpowiedź jak do ogólnej nr 4.

PSE-Operator S.A. OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 28 od cen redukcji wymuszonej. Wskazywać to moŝe, Ŝe nie zawsze element cenowy jest podstawowym wykładnikiem kwalifikowania redukcji jako swobodnych lub wymuszonych. Z na uproszczony charakter stosowanych rozliczeń oraz argumentacje co do braku moŝliwości planowania wymuszonych dostaw energii elektrycznej co powoduje konieczność dokonywania zakupów paliw i środków niezbędnych do produkcji po wyŝszych cenach, wnioskujemy o przyjmowanie w określaniu róŝnicy pomiędzy kosztami zmiennymi a ceną C WP kosztów wynikających z krańcowych wielkości niezbędnych do realizacji wymuszonych dostaw energii elektrycznej. Natomiast w odniesieniu do E WR kwalifikowanie jedynie tej części energii jaka wynikała z przekraczania zdefiniowanych w planach WPKD, maksymalnych do wprowadzenia wielkości mocy przez danego URB w. W przypadku przyjęcia niniejszej konieczne byłoby poprawienie wzoru 5.84a oraz definicji E WR, C KZ. Proponujemy równieŝ, zgodnie z duchem wyraŝonym w rozdzieleniu punktów 5.3.1.7.1.3. oraz 5.3.1.7.1.4., oddzielne rozliczanie kosztów uruchomień oraz kosztów wytwarzania wymuszonego energii elektrycznej. 36. 5.3.1.7.2.2. Wzór dotyczący wyznaczenia ilości emisji CO 2 jest obecnie tak skonstruowany, Ŝe odbiera nam ilości emisji zaoszczędzone na skutek współspalania biomasy na naszych jednostkach wytwórczych wnosimy o zmodyfikować tego wzoru w taki sposób aby wyliczenie emisji na potrzeby wytwarzania wymuszonego nie obejmowało emisji unikniętych w procesie współspalania biomasy 37. 5.3.1.7.2.2. Wnosimy o zmianę definicji rzeczywistej wielkości emisji CO 2 gdyŝ jest ona rozbieŝna z przyjętą nomenklaturą przez KASHUE co ma istotne konsekwencje poniewaŝ def. KASHUE zawiera juŝ ZE PAK SA ZEDO Uwaga została uwzględniona. Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 17. Patrz odpowiedź do szczegółowej nr 17.