Uwzględniona / Nieuwzględniona. Uwaga uwzględniona.

Nr 1 Tekst uwagi ogólnej do IRiESP krajowego W projekcie IRiESP przedstawionym przez Gaz-System nałożono na operatorów systemów dystrybucyjnych (posiadających poniżej 500 tys. odbiorców) obowiązek zakupu przepustowości punktów na połączeniu systemu dystrybucyjnego danego operatora oraz systemu przesyłowego. Taki obowiązek wiąże się z szeregiem komplikacji, ale przede wszystkim skutkuje koniecznością zakupu wyłącznie przez SIME Polska przepustowości na połączeniu systemów. Może to skutkować sytuacją, w której SIME Polska nie ma możliwości zakupu paliwa gazowego na wejściu do swojego systemu dystrybucyjnego. W tym miejscu należy podkreślić, że SIME Polska nie podlega obowiązkowi rozdziału działalności dystrybucyjnej oraz obrotowej. W związku z powyższym, SIME Polska podejmuje działania celem dostarczenia swoim odbiorcom paliwa gazowego. Wprowadzone przez Gaz-System zmiany bez zagwarantowania operatorowi systemu dystrybucyjnego możliwości zakupu paliwa gazowego w punkcie wejścia do jego systemu wydają się być bardzo niekorzystne, a co więcej wprowadzone w całości bezpodstawnie. Nie istnieje bowiem żadna podstawa prawna ani faktyczna do tak znaczącego zmieniania zasad funkcjonowania operatorów systemów dystrybucyjnych prowadzących działalność obrotową. Postulujemy, aby nie zmieniać obecnie stosowanych zasad współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych takich jak SIME Polska. Niezbędnym minimum wydaje się być zapewnienie możliwości zakupu paliwa gazowego na wejściu do systemu dystrybucyjnego. Uwzględniona / Nie. Komentarz GAZ-SYSTEM Zapisy IRiESP dopuszczają możliwość przeniesienia własności w punkcie na połączeniu sieci przesyłowej oraz systemu dystrybucyjnego podmiotu będącego jednocześnie spółką obrotu i spółką dystrybucyjną. Nazwa podmiotu zgłaszającego SIME Polska Sp. z o.o. 1

2 W projekcie IRiESP przedstawionym przez Gaz-System nałożono na operatorów systemów dystrybucyjnych takich jak SIME Polska dodatkowe obowiązki związane z przekazywaniem danych operatywnych dotyczących alokacji na poszczególnych dostawców w trakcie doby gazowej. Przyjęcie modelu, w którym alokacje wykonywane są przez operatora systemu dystrybucyjnego w trakcie doby gazowej pomimo możliwości wyboru innego wariantu przewidzianego przez Rozporządzenie Komisji Europejskiej nr 312/2014 z dnia 26 marca 2014 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący bilansowania gazu w sieciach przesyłowych (NC BAL) nie wydaje się dobrym rozwiązaniem. Dokładność danych przekazywanych w trakcie doby gazowej może być na niewystarczającym i niezadowalającym użytkowników systemu poziomie ze względu na niewystarczający rozwój infrastruktury i ograniczenia z tym związane. Postulujemy rozważenie przyjęcia innego modelu przekazywania informacji przewidzianego przez NC BAL, który nie nakładałby dodatkowych obowiązków na operatorów systemów dystrybucyjnych i nie wiązałby się z koniecznością przekazywania danych szacunkowych w trakcie doby gazowej. Obecny projekt IRiESP wprowadza jeden dodatkowy termin przekazywania danych pomiarowych w trakcie doby i ma na celu sukcesywne przygotowanie się uczestników do spełniania wymogów BAL NC, zgodnie z którym od 1 października 2015 będzie istniał obowiązek przekazywania danych operatywnych dwukrotnie w trakcie trwania doby gazowej. Ponadto zapotrzebowanie na dane operatywne w trakcie doby gazowej zgłaszane było przez uczestników rynku na spotkaniach z URE i wprowadzenie tych dodatkowych obowiązków w IRiESP jest zgodne z postulatami URE jako odpowiedź na zapotrzebowanie rynku. Jedynie wariant 2 zaproponowany w BAL NC nie przewiduje przekazywania danych w trakcie doby gazowej w zakresie odbiorców mierzonych rzadziej niż codziennie. Wariant ten nie wydaje się jednak odpowiednim do warunków polskiego rynku gazowego, gdyż prognoza dostarczona w dobie D-1 jest uznawana za alokację ostateczną dla tych odbiorców mierzonych rzadziej niż codziennie. Warto również mieć na uwadze, że w przypadku odbiorców z odczytem godzinowym, w każdym wariancie wykonywane są alokacje 2 razy w trakcie doby gazowej. SIME Polska Sp. z o.o. 3 Czas w jakim należy wprowadzić zmiany w instrukcji, by wypełnić wymogi Rozporządzenia Ministra Gospodarki z 2 lipca 2010 w zakresie zmiany jednostek bilansowania i rozliczania z m3 na MWh tj. do końca lipca powoduje, że proces konsultacji i uzgodnień proponowanych zmian jest bardzo krótki. Wprowadzone zapisy dotyczą wielu istotnych i skomplikowanych kwestii (tworzenie grupy bilansującej, kwestie współpracy z wszystkimi OSD, punkt wirtualny do magazynów czy przekazywanie danych pomiarowych intraday, danych rozliczeniowych, ceny CRG), które będą miały istotny wpływ na kształt rynku i uczestników będących ZUP. Proponujemy zatem, by zmiany w instrukcji rozdzielić na 2 grupy i wprowadzić od 1 sierpnia 2014 tylko te, które są niezbędne i nie wywołują kontrowersji i potrzeby dogłębnej dyskusji. Pozostałe najbardziej skomplikowane merytorycznie zmiany, po konsultacjach z uczestnikami rynku, proponujemy częściowo W przepisach przejściowych zaproponowano wejście w życie niektórych przepisów od: - października 2014r. (zlikwidowanie nominacji dla WPWYOSD i WPWEOSD), wprowadzenie grup bilansowych; - października 2015r. (ujednolicone zasady dla OSD). Uwzględniając uwagi rynku, przekazywanie danych w trakcie doby zostanie również wprowadzone od 1 października 2014 r. TAURON Polska Energia 2

wprowadzić do instrukcji w terminie późniejszym np. od nowego roku gazowego 1 października 2015. 4 5 6 Brak możliwości zapoznania się z wzorami wniosków, o których mówi IRiESP. Brak szczegółowych informacji o platformie aukcyjnej. Z uwagi na wprowadzenie grupy bilansującej na rynku gazu, powstaje konieczność rozliczenia jej uczestników. Proponowany w IRiESP termin rozliczenia 28 dni po zakończeniu miesiąca gazowego, w przypadku uczestników grupy bilansującej jeszcze się wydłuży, z uwagi na konieczność dokonania rozliczeń pomiędzy uczestnikami grupy bilansującej. Termin 28 dni nie jest zasadny, zwłaszcza wobec faktu, iż dane o wielkości zużycia gazu są przesyłane do OSP w terminie 5 dni od zakończenia doby której Wzory wniosków, o których mowa w IRiESP są publikowane na stronie internetowej OSP. Ze względu na fakt, ze projekt IRiESP wprowadza nowe rozwiązania, jak np. grupy bilansowe, nie zaproponowano wzorów wniosków o utworzenie grupy bilansowej na etapie konsultacji projektu. Jeśli proponowane rozwiązania uzyskają aprobatę rynku i URE, wówczas wzory wniosków zostaną opublikowane na stronie będą zawierały niezbędne informacje wynikające z IRiESP. Informacje o platformie aukcyjnej, na której będzie przeprowadzana aukcja będzie publikowana wraz z informacją o produktach, które są ujęte w kalendarzu aukcji. Może to być platforma aukcyjna GAZ-SYSTEM lub inna Platforma do Rezerwacji Przepustowości. Dla produktów powiązanych zasady zostały ujęte w pkt 7.5.2.4 projektu zmian IRiESP dla pozostałych aukcji (dla produktów niepowiązanych) - dodano nowy punkt 20.5.5. Zgodnie z Rozporządzeniem 984/2013 (art. 27) Zdolność może być zaoferowana przy wykorzystaniu jednej wspólnej internetowej platformy rezerwacyjnej lub ograniczonej liczby wspólnych internetowych platform rezerwacyjnych. Dokonano zmian w postanowieniach IRiESP. TAURON Polska Energia TAURON Polska Energia TAURON Polska Energia 3

dotyczą. 7 W przypadku powoływania się w projekcie instrukcji na wzory dokumentów czy oświadczeń, powinny istnieć możliwość w trakcie procesu konsultacji zapoznania się z nimi np. na stronie WWW OSP. Ze względu na fakt, ze projekt IRiESP wprowadza nowe rozwiązania, jak np. grupy bilansowe, nie zaproponowano wzorów wniosków o utworzenie grupy bilansowej na etapie konsultacji projektu. Jeśli proponowane rozwiązania uzyskają aprobatę rynku i URE, wówczas wzory wniosków zostaną opublikowane na stronie będą zawierały niezbędne informacje wynikające z IRiESP. TAURON Polska Energia 8 OSP powinien publikować informacje o niezbilansowaniu systemu przesyłowego gazu, tak by uczestnicy rynku usług bilansujących mogli aktywnie uczestniczyć w bilansowaniu systemu a Operator mógłby się ewentualnie dobilansowywać się (domykać swoją pozycję) na giełdzie. Takie działanie spowodowuje aktywizację uczestników rynku w bilansowaniu systemu. Obecnie Operator dobilansowuje się na giełdach czy OTC, a uczestnicy rynku bilansującego nie mają możliwości przedstawienia konkurencyjnej oferty w związku z brakiem danych ilościowych (wolumenu) w zakresie potrzeb Operatora. OSP publikuje na stronie internetowej prognozowane łączne niezbilansowanie. (w zakładce Strefa Klienta - Krajowy System Przesyłowy Ustandaryzowane publikacje zgodne z 715/2009), które może być wykorzystane przez URB. W nowym projekcie IRiESP dodano zapisy zgodnie z którymi OSP może opublikować na swojej stronie internetowej zapotrzebowanie na określone usługi systemowe. TAURON Polska Energia 9 Zarówno w obecnie funkcjonującej IRiESP, jak i w nowym projekcie, za odchylenie odbiorcy końcowego można ponieść dwukrotnie opłaty tj. przekroczenia dobowego niezbilansowania próg 5% (pkt 19.3 projektu IRiESP) i z tytułu niedotrzymania nominacji próg 10% (pkt 20.21.1.2 projektu IRiESP). Obie opłaty są konsekwencją niedotrzymania tej samej nominacji przez ten sam podmiot - Odbiorcę. Wskazujemy na potrzebę uregulowania tej kwestii i wprowadzenie jednej opłaty. Niezbilansowanie jest to różnica pomiędzy ilościami paliwa gazowego wprowadzonymi do systemu przesyłowego a ilościami odebranymi z systemu przesyłowego (zarówno ilości wprowadzone jak i odebrane są wynikiem alokacji). Niedotrzymanie nominacji dotyczy różnicy pomiędzy realizacją (wynik alokacji) a nominacją. Opłata za niedotrzymanie nominacji przekraczające 10% jest mechanizmem motywującym do starannego nominowania, który ma na celu przekazywanie do OSP rzetelnych prognozowanych ilości odbieranych z systemu przesyłowego, co jest wykorzystywane do planowania ruchu sieci przesyłowej. TAURON Polska Energia 4

10 11 Proponowane przez OGP GAZ System utworzenie grupy bilansującej (pkt 19.4) dotyczy tylko przypadku przekroczenia dobowego progu niezbilansowania DLN tj. odchylenia się o więcej niż 5% na wejściu/wyjściu do/z OSP nieujęta została opłata za niezanominowanie wynosząca 10% pomimo iż wynika z tego samego odchylenia będzie rozliczana przez Operatora oddzielnie - poza grupą bilansującą. Ponadto w projekcie IRiESP dla grupy bilansującej nie przewiduje współczynników różnicujących skalę działania jak to ma miejsce w przypadku opłat pkt 19.3.6.3 oraz 19.3.6.4 projektu IRiESP co bezpośrednio wpływa na zwiększenie kosztów ponoszonych przez uczestników grupy bilansującej. Wprowadzenie przekazywania danych do bilansowania w trakcie doby (NC BAL). Wprowadzenie rozwiązań dotyczących dyrektywy NC BAL uważamy za przedwczesne na tym etapie rozwoju rynku gazu w Polsce. Planowane wdrożenie rozwiązań NC BAL powinno być szeroko i długo konsultowane z rynkiem, gdyż w chwili obecnej wprowadza niepewność co do skutków wdrożenia dla ZUP-ów, ZUD-ów i Odbiorców. Obecnie w Polsce obrót na giełdzie gazu jest mało płynny, brak jest funkcjonującego rynku usług bilansowych i rynku dnia bieżącego (intraday), co powoduje w konsekwencji, że w praktyce proponowane narzędzia nie będą wykorzystywane przez uczestników rynku. Dodatkowo, jako model do wdrożenia przyjęto najbardziej kompleksowy i najtrudniejszy do realizacji model podstawowy NC BAL. Z dzisiejszego punktu widzenia bardziej realnym wydaje się być wariant 2 proponowany przez NC BAL. Tendencja informowania rynku i większej transparentności kodeksu sieci NC BAL wydaje się Grupy bilansowe są narzędziem umożliwiającym podjęcie współpracy pomiędzy ZUP, w ramach której jeden ZUP będzie odpowiedzialny za bilansowanie innych ZUP. Opłata za niedotrzymanie nominacji nie ma związku z bilansowaniem. Niedotrzymanie nominacji dotyczy różnicy pomiędzy realizacją (wynik alokacji) a nominacją dla danego punktu. Opłata za niedotrzymanie nominacji przekraczające 10% jest motywacją do starannego nominowania, która ma na celu przekazywanie do OSP rzetelnych prognozowanych ilości odbieranych z systemu przesyłowego, co jest wykorzystywane do planowania ruchu sieci przesyłowej. Różnicowanie skali działania w przypadku opłaty za przekroczenie DLN miało na celu wspieranie rozwoju rynku gazu. Mechanizm grup bilansowych jest narzędziem, które pozwala na łączenie ZUP w grupy i umożliwia niwelowanie wzajemnych niezbilansowań. Ponadto DLN jest liczony od sumy ilości paliwa gazowego wprowadzonych do systemu przesyłowego przez wszystkich uczestników grupy bilansowej co oznacza zwiększenie wartości DLN, w ramach którego nie ma dodatkowych opłat. W obecnym projekcie IRiESP wprowadzono tylko jeden dodatkowy termin przekazywania danych pomiarowych w trakcie doby. Ma to na celu sukcesywne przygotowanie się uczestników do spełniania wymogów Rozporządzenia KE Nr 312/2014 z 26 marca 2014, zgodnie z którym od 1 października 2015 będzie obowiązek przekazywania danych operatywnych dwukrotnie w trakcie trwania doby gazowej. Ponadto zapotrzebowanie na dane operatywne w trakcie doby gazowej zgłaszane było przez uczestników rynku na spotkaniach z URE i wprowadzenie tych dodatkowych obowiązków w IRiESP jest zgodne z postulatami URE jako odpowiedź na zapotrzebowanie rynku. Sugerowany przez Państwa wariant 2 nie wydaje się odpowiednim do warunków polskiego rynku gazowego, gdyż prognoza dla odbiorców mierzonych rzadziej niż codziennie dostarczona w dobie D-1 jest uznawana w tym wariancie za alokację ostateczną dla tych odbiorców. TAURON Polska Energia RWE Polska 5

12 13 co do zasady słuszna ale przedwczesna. Postulujemy aby w pierwszej kolejności zaistniały na rynku podstawowe możliwości obrotu produktami na rynku bilansującym. Jednocześnie zwracamy uwagę, że planowane przez Gaz- System wdrożenie rozwiązań do października 2015r. jest nawet w skali europejskiej terminem bardzo ambitnym, a wiele bardziej rozwinięte i płynne rynki (np. Niemcy) planują wprowadzić te rozwiązania w dalszej perspektywie czasowej. Dodatkowo chcieliśmy zauważyć, że NC BAL nie reguluje kwestii rozliczeń, w związku z czym brak jest podstaw do ewentualnych zmian dotyczących Dobowego Limitu Niezbilansowania w przyszłości. Grupy bilansowe. Proponujemy wprowadzenie możliwości udostępnienia ZUD BG danych o niezbilansowaniu dobowym poszczególnych ZUD UG w celu rozliczenia grupy bilansowej. Postulujemy także uwzględnienia niższego zabezpieczenia dla grupy bilansowej od sumy zabezpieczeń składanych dla każdego z ZUD UG, ze względu na efekt synergii grupy. Dodatkowo proponujemy wprowadzenie standardowej umowy dla grup bilansujących poddanej konsultacjom przy udziale URE. Prognoza transportowa. Proponujemy odłożyć pobieranie opłat z tytułu prognozy transportowej gdyż nie dokonano analizy skutków wprowadzenia tej opłaty na ZUP, ZUD i Odbiorców. częściowo Wdrożenie zapisów NC BAL będzie przedmiotem kolejnej aktualizacji IRiESP w przyszłym roku i będzie przedmiotem konsultacji z rynkiem. Jeśli chodzi o Dobowy Limit Niezbilansowania nie wprowadzono żadnych zmian w tym zakresie w bieżącym projekcie IRiESP. NC BAL nie przewiduje jednak limitów bilansowania, dlatego niewykluczone, że w trakcie wdrażania zapisów NC BAL, DLN zostanie zlikwidowany. Wprowadzono zmiany w zakresie przekazywanych danych ZUPBG będzie otrzymywał informację o dobowym niezbilansowaniu poszczególnych ZUPUG danej grupy bilansowej. Dodatkowo wskazujemy, że planowane jest wprowadzenie rozwiązania, które umożliwi zmniejszenie wysokości zabezpieczenia finansowego z tytułu bilansowania w odniesieniu do uczestników grupy bilansowej (ZUPBG i ZUPUG). Prognozy transportowe stanowią narzędzie wspomagające sterowanie ruchem systemu. Prognozy transportowe dotyczą jedynie OSD. Opłaty za niedotrzymanie prognoz transportowych mają na celu motywację OSD do przekazywania OSP rzetelnej informacji. Zostały wprowadzone w IRiESP w 2013r. Opłaty za niedotrzymanie prognoz transportowych nie są pobierane do 30 listopada 2014r. wydaje się, ze prawie 2-letni okres wstrzymania opłat za niedotrzymanie prognoz transportowych powinien być wystarczający do przygotowania OSD do trafnego prognozowania tak aby uniknąć opłat za niedotrzymanie prognoz ponad ustanowiony limit 10%. RWE Polska RWE Polska 6

14 PKN ORLEN zwraca się z wnioskiem o wprowadzeniu na poziomie IRiESP zwolnienia ZUPów korzystających z usług OSP przez określony czas ( np. 3 lat) i wywiązujących się z płatności z obowiązku wnoszenia zabezpieczenia finansowego. Wymóg taki stanowi znaczne utrudnienie organizacyjne i wiąże się zazwyczaj z ponoszeniem dodatkowych, znacznych, i niepotrzebnych kosztów. Zgodnie ze stanowiskiem URE przedstawionym w trakcie poprzednich postępowań o zatwierdzenie zmian IRiESP, kwestie dotyczące zabezpieczeń finansowych nie stanowią materii uregulowanej na poziomie IRiESP. PKN ORLEN 15 PKN ORLEN popiera wprowadzone zmiany w zakresie procedury zmiany sprzedawcy. Dziękujemy za poparcie proponowanych zmian PKN ORLEN 16 17 Korzystnie należy ocenić możliwość tworzenia grup bilansujących. Koniecznym jest jednak wprowadzenie postanowień dokładnie regulujących zasady łączenia się i podziału tych grup. Prosimy o dodanie zapisu : " Szacunkowe ilości przypisywane poszczególnym ZUP ("ilości operatywne") za kolejne dziewięć godzin doby gazowej (od godz. 12:00 do 21:00) będą przekazywane do OSP do godziny 23:00, a przekazywanie ZUP szacunkowej wartości niezbilansowania nastąpi nie później niż o godzinie 01:00 bieżącej doby gazowej " Dziękujemy za korzystną ocenę mechanizmu tworzenia grup bilansowych. Zasady tworzenia grupy, przystąpienia do grupy, wystąpienia z grupy i rozwiązania grupy bilansowej zostały przedstawione w projekcie IRiESP (pkt. 19.4.5, 19.4.6, 19.4.7, 19,4,8) W projekcie IRiESP wprowadzono tylko jeden dodatkowy termin przekazywania danych operatywnych w trakcie doby gazowej. Ma to na celu sukcesywne przygotowanie się uczestników do spełniania wymogów Rozporządzenia KE Nr 312/2014 z 26 marca 2014, zgodnie z którym od 1 października 2015 będzie obowiązek przekazywania danych operatywnych dwukrotnie w trakcie trwania doby gazowej. Propozycja jednego dodatkowego terminu przekazywania danych wywołała już kontrowersje wśród uczestników rynku i uwagi o braku przydatności tych informacji dla uczestników rynku, z tego względu nie przewiduje się na obecnym etapie wprowadzania drugiego terminu w trakcie doby gazowej. PKN ORLEN HANDEN Sp. z o.o. 18 Uważamy, że do rozwoju Rynku Gazu niezbędne jest zlikwidowanie współczynników krótkoterminowych w procedurze zamawiania przepustowości (zdolności). Czynnik ten znacząco ogranicza możliwości pozyskiwania tańszego gazu i jest działaniem szkodliwym dla Odbiorców. Propozycja przedstawiona w uwadze będzie w trakcie przygotowywania kolejnej wersji IRiESP w pełni implementującej postanowienia NC BAL. Kwestie dotyczące rozliczania usług przesyłania, w tym współczynników krótkoterminowych, uregulowane są na poziomie Taryfy OSP zatwierdzanej przez Prezesa Urzędu HANDEN Sp. z o.o. 7

19 Zamawianie przepustowości na kolejny rok gazowy, a przy tym nie posiadanie podpisanych kontraktów z Odbiorcą jest działaniem bardzo ryzykownym dla każdego z Użytkowników Sieci (tylko przepustowości oferowane jako produkty roczne będą "konkurencyjne"). W naszej opinii, zrezygnowanie z czynników krótkoterminowych zapewni GAZ-SYSTEM większe wykorzystywanie przepustowości i popyt na oferowane usługi. Obecny system "podwójnego rozliczania" z tytułu niezbilansowania (na poziomie przesyłowym i dystrybucyjnym ) jest kosztownym rozwiązaniem dla Sprzedawców (ZUP/ZUD) paliwa gazowego. W naszej ocenie rozliczanie niezbilansowania powinno odbywać się tylko i wyłącznie na poziomie przesyłowym, na podstawie rzeczywistych pomiarów zużycia paliwa gazowego odbiorców końcowych, analogicznie jak jest na rynku energii elektrycznej. Poniżej przedstawiamy nasze stanowisko w tej sprawie. Jednocześnie wnioskujemy o rozważenie przez Państwa zmiany zasad (zapisów), w przedstawionym projekcie instrukcji, w zakresie mechanizmu rozliczania niezbilansowania przechodząc z wartości szacunkowych na rzeczywiste (po zakończeniu doby wszystko powinno już być wiadome, ile nasi klienci zużyli paliwa gazowego) z zastrzeżeniem sytuacji awaryjnych, kiedy szacowanie zużycia paliwa gazowego odbywa się zgodnie z przyjętym algorytmem, itp. Pomimo tego, że temat opomiarowania klientów z grup WR i WS leży w kompetencjach OSD, nie mniej jednak Państwo stosujecie metodę szacowania zużycia gazu. Na dzień dzisiejszy szacowanie zużycia gazu, bez historycznych rzeczywistych pomiarów, tak licznej grupy odbiorców WS, wymaga od Sprzedawcy poniesienia znacznych środków finansowych na pokrycie kosztów z tytułu niezbilansowania na rynku bilansującym (otrzymując dodatkowy HRD). Takie rozwiązanie wprowadza dodatkową barierę wejścia na rynek gazu, w znaczący sposób ogranicza dostęp do jego zasobów nowym podmiotom, z obawy przed kosztami, a co za ty idzie nie daje możliwości odbiorcom zmiany sprzedawcy i szybszego rozwoju rynku. W tym aspekcie nie poruszamy kwestii własności układów Regulacji Energetyki, nie zaś w IRiESP. Przedstawione w uwadze zagadnienie dotyczy przede wszystkim IRiESD. Określenie realizacji w WPWYOSD dokonywane przez OSD powinno przede wszystkim opierać się na faktycznych ilością zmierzonych u odbiorców przyłączonych do sieci OSD. W przypadku punktów z rejestracją ilości dobowych ale odczytywanych rzadziej niż raz na dobę realizacje operatywne mogą być szacowane, natomiast rozliczeniowe powinny być oparte o faktyczne realizacje zarejestrowane w poszczególnych punktach. W przypadku braku rejestracji ilości dobowych ilości te powinny być szacowane zgodnie ze współczesną wiedzą i praktyką dotyczącą szacowania poborów tego typu odbiorców. Ewentualne rozliczenie z OSD powinno dotyczyć różnicy pomiędzy ilościami szacowanymi a zmierzonymi dla danego odbiorcy. OSP nie dysponuje mechanizmami motywującymi do minimalizacji tych różnic. ENERGA- OBRÓT 8

pomiarowych i telemetrycznych odbiorców należących do grup taryfowych W-5 i wyższych, które również budzą wątpliwości. Zdarza się tak, że klient będąc właścicielem układu telemetrycznego, nie dostarcza danych pomiarowych w określonym czasie, ze względu na awarię układu, a OSD nie ma możliwości dokonania rzeczywistego odczytu w terminie 4 dni po okresie rozliczeniowym. W takiej sytuacji OSD zmuszone jest do oszacowania zużycia gazu, co skutkuje dodatkowymi kosztami dla Sprzedawców. Rzeczywiste rozliczenia za paliwo gazowe oraz przeniesienie kosztów niebilansowania na poziom przesyłowy, zmienią sytuację na rynku i pozwolą Sprzedawcom na korzystniejsze i bardziej konkurencyjne oferty dla klientów - generując nowe usługi, a w efekcie przyniosą oszczędności odbiorcom, którzy również będą częściej korzystali z zasady TPA. Uzasadnienie wniosku Obecnie każdy Sprzedawca, w ramach systemu rozliczania niezbilansowania na poziomie przesyłowym, ponosi koszty za każdorazowe przekroczenie 5% dobowego limitu niezbilansowania (DLN) oraz za ilość (dostarczonego w nadmiarze lub też pobranego w większej ilości niż przewidywano) paliwa gazowego na poziomie dystrybucyjnym. Taki mechanizm rozliczania oznacza podwójną opłatę dla Sprzedawców za tą samą ilość paliwa gazowego (efekt dublowania). Faktem jest, iż poprzez obecnie funkcjonujący mechanizm szacowania zużycia paliwa gazowego odbiorców z grupy taryfowej WS (tej najbardziej licznej grupy odbiorców na rynku), Sprzedawcy ponoszą dodatkowe koszty działalności na rynku bilansującym. Stąd też Operatorzy Sieci Gazowych powinni podążać zgodnie z oczekiwaniami Uczestników Rynku (m.in. Odbiorców i Sprzedawców) i skutecznie pozyskiwać rzeczywiste pomiary na potrzeby rozliczeniowe (nie tylko po zakończeniu okresu rozliczeniowego, ale również po zakończeniu doby), m.in. poprzez zainstalowanie układów pomiarowych umożliwiających zdalny odczyt. Pozwoli to rozliczać się za rzeczywistą dystrybucję i ilość paliwa gazowego z większą precyzją i w krótszym czasie (np. w ciągu 4 dni po okresie rozliczeniowym), jednocześnie obniżając koszty operacyjne. 9

25 Przykład praktyczny Na poziomie przesyłowym: Zakładając, iż nasza Nominacja do Operatora Gazociągu Przesyłowego będzie miała wartość 100 [m3 /kwh], a Alokacja operatywna zgłoszona przez OSD wartość 110 [m3 /kwh], to Sprzedawca poniesie koszty z tytułu niezbilansowania za przekroczenie 5% DLN oraz za ilość paliwa gazowego (w tym przypadku niedobór). Na poziomie dystrybucyjnym: Kiedy alokacja zgłoszona przez OSD wyniesie 110 [m3 /kwh], a fizyczne (rzeczywiste) zużycie paliwa gazowego wyniesie 100 [m3/kwh], to Sprzedawca zobowiązany jest do ponownej zapłaty kary za niezbilansowanie (zgodnie z pkt 22.4.8 i 22.4.9) oraz za ilość paliwa gazowego (Sprzedawca otrzyma dodatkowy HRD). Pomimo tego, że Sprzedawca zanominował poprawną ilość paliwa, dokładnie taką, ile potrzebowali jego odbiorcy, ponosi koszty za niezbilansowanie. Proponujemy określenie godzin, w których Operator dokonuje sprawdzenia zgodności nominacji i renominacji w systemach przesyłowych (punkt 15.5.1), np. na godz. 19:00 lub 20:00. Różne terminy składania nominacji w systemach przesyłowych oraz możliwość zawierania transakcji na zachodnich rynkach SPOT w godzinach późno popołudniowych w naszej ocenie powodują, że służby OSP, zbyt wcześnie dokonują sprawdzenia zgodności. Powoduje to, że procedura sprawdzania zgodności nominacji w systemach przesyłowych wykazuje rozbieżności nominacji i stosowanie zasady mniejszego strumienia a złożone nominacje na ten okres są redukowane. Najczęściej po wyjaśnieniach sprawy wymagane jest ponowne składanie nominacji (renominacji), jej rozpatrzenie oraz zatwierdzenie, a więc niepotrzebne ponawianie wcześniej już wykonywane czynności zlecania przesyłu. Harmonogram nominacji jest zgodny z harmonogramem określonym w NC BAL (Rozporządzenie KE Nr 312/2014 z 26 marca 2014). Zasady i harmonogram sprawdzania zgodności nominacji jest elementem projektu kolejnego kodeksu sieci, który będzie wprowadzony w życie rozporządzeniem KE jest to Interoperability Network Code. Taki harmonogram będzie obowiązywał w całej Unii Europejskiej. OSP nie może zatwierdzić nominacji dla punktów na połączeniu z innymi systemami przesyłowymi bez sprawdzenia zgodności nominacji z operatorem współpracującym. Zwracamy jednak uwagę, że oprócz pierwszego terminu składania nominacji 14:00 doby poprzedzającej daną dobę gazową, IRiESP przewiduje możliwość renominacji od godziny 16:00 doby poprzedzającej dobę gazową do godziny 03:00 danej doby gazowej. Można więc uniknąć konieczności składania renominacji ze względu na zastosowane zasady mniejszego strumienia i złożyć pierwszą nominację w takim terminie, w którym również dostawca złoży nominację u operatora współpracującego (po zawarciu transakcji na rynkach SPOT) i nie będzie zastosowana zasada mniejszego Grupa Azoty Zakłady Azotowe "Puławy" 10

26 27 Proponujemy wprowadzenie mechanizmu zamiany nabytych w ramach obowiązujących wcześniej przepisów przez ZUP-a przepustowości (mocy umownych) na zasadach niepowiązanych przy mocach przerywanych w PWP na przepustowość (moc umowną) na zasadach powiązanych bez konieczności udziału w aukcjach. Proponujemy wprowadzenie mechanizmu umożliwiającego wyrównanie ilości oraz terminu na jaki zamówione zostały w ramach wcześniej obowiązujących przepisów przepustowości (moce umowne)w systemach SGT i KSP.. strumienia. Niezłożenie nominacji przed godziną 14:00 doby poprzedzającej nie blokuje możliwości renominacji. Pragniemy wskazać, że w ramach produktów przerywanych przydział przepustowości nie następuje w drodze aukcji a jedynie na wniosek Użytkownika Systemu. Wyrównanie terminów przydziału przepustowości może zostać zrealizowane w ramach obecnych postanowień IRiESP (pkt. 7.10 IRiESP). Grupa Azoty Zakłady Azotowe "Puławy" Grupa Azoty Zakłady Azotowe "Puławy" 28 29 30 Proponujemy skrócenie terminu na składanie wniosków oraz zabezpieczeń na produkt jednodniowy do maksymalnie jednego -dwóch tygodni. Produkt ten udostępniany jest wyłącznie w momencie niewykorzystywania przepustowości przez ZUP-ów rezerwujących przepustowość w danym punkcie lub gdy ta przepustowość jest niezarezerwowanazatem nie wymaga "przejścia" procedur jak przy produktach o dłuższym terminie ( produkt miesięczny, kwartalny czy roczny). W przedstawionej instrukcji wykreślono wszystkie zapisy dotyczące bonifikat uzasadniając to tym, że ujęte są one w Taryfie. Proponuje się pozostawienie w IRiESP zapisy ogólne w formie np. Bonifikaty za niedotrzymanie parametrów jakościowych i/lub ilościowych są naliczane zgodnie z obowiązującą taryfą. Taryfa OSP rzeczywiście szczegółowo opisuje zasady udzielania bonifikat ale wykreślenie z Instrukcji wszystkich zapisów dotyczących bonifikat i nie pozostawienie w Instrukcji takiego odniesienia stwarza wrażenie, że żadne bonifikaty nie mają zastosowania. Brak w Instrukcji narzędzi do dyscyplinowania OGP w zakresie prezentacji rzetelnych danych pomiarowych dotyczących Punktów Wyjścia. OGP obliguje nas do wysłania prognozy transportowej do godz. 14.00 natomiast nie ma zapisu co w przypadku, kiedy nie przekaże danych za poprzednią dobę lub dane te będą zawierały błędy. Proponuje się aby zawrzeć zapis, że w Zgodnie ze stanowiskiem URE przedstawionym w trakcie poprzednich postępowań o zatwierdzenie zmian IRiESP, kwestie dotyczące zabezpieczeń finansowych nie stanowią materii uregulowanej na poziomie IRiESP. Zgodnie z postulatami Urzędu Regulacji Energetyki wszelkie kwestie dotyczące bonifikat zostały uregulowane na poziomie Taryfy OSP. Zarówno IRiESP jak i Taryfa OSP stanowią załączniki do umowy przesyłowej i stanowią jej integralną część, dlatego OSP nie widzi potrzeby dodawania takiego odniesienia w zapisach IRiESP. OSP nie widzi podstaw do wprowadzania zgłoszonego mechanizmu. W opinii OSP jeżeli dane przekazywane przez OSP wpłyną na trafność prognozy transportowej i zostanie to udowodnione przez OSD, zostanie to oczywiście uwzględnione w ewentualnym procesie reklamacyjnym. Grupa Azoty Zakłady Azotowe "Puławy" 11

31 32 przypadku braku danych operatywnych za dobę poprzednią dla Punktu Wyjścia do godz. 10.00 doby bieżącej lub błędów danych operatywnych za dobę poprzednią w stosunku do rozliczeniowych w przedziale <-5%,+5%> OGP odstąpi od naliczania ewentualnych sankcji za niepoprawną prognozę transportową. Jeżeli Punkt (którego danych pomiarowych nie posiadamy lub dane te posiadają błędy z w/w przedziału) należy do danej Grupy Punktów to OGP odstąpi od naliczania sankcji za niepoprawną prognozę transportową dla tej Grupy Punktów. Zaprezentowane terminy przekazywania danych operatywnych do OSP są sprzeczne z zapisami Rozporządzenia Komisji UE nr 312/2014 ustanawiającego kodeks sieci dotyczący bilansowania gazu w sieciach przesyłowych (rozporządzenie NC BAL). Artykuł 40 wskazuje na obowiązki jakie OSD ma wobec OSP w zakresie zmierzonych śróddziennie i codziennie ilości paliwa gazowego, a artykuł 42 wskazuje jakie obowiązki będzie miał OSD w zakresie prognoz dotyczących ilości mierzonych rzadziej niż codziennie, gdy OSD zostanie wskazany jako podmiot odpowiedzialny za prognozowanie. Żadne z tych przepisów nie wskazuje jednak na konieczność dokonywania dwukrotnych alokacji na dobę. Co więcej, artykuł 37 tego Rozporządzenia wskazuje na to, że alokacja jest wykonywana po zakończonej dobie, a artykuł 34 ust. 6 wskazuje, że w przypadku gdy OSP nie dokonuje alokacji to nie musi pokazywać podziału ilości paliwa gazowego na poszczególnych ZUP w punktach wyjścia z systemu przesyłowego z pomiarem śróddziennym (OSP może podawać łączne ilości śródzienne, bez podziału na ZUP). Dodatkowo należy zwrócić uwagę, że na potrzeby wyznaczania szacunkowych ilości paliwa gazowego przypisane poszczególnym ZUP ( ilości operatywne ) za pierwsze sześć godzin doby gazowej, na potrzeby określania alokacji wykonywane przez OSD, w przypadku znacznej ilości punktów wyjścia typu WR wyposażonych w rejestratory z funkcją transmisji danych lub bateryjne transmitery GPRS, nie będzie możliwe, w związku z problemem pozyskania danych częściej niż 1 raz na dobę. Jest to specyfika rozwiązań bateryjnych. Zmiana częstotliwości pozyskania danych z tych Wymóg podawania ilości operatywnych realizacji dla ZUP dostarczających paliwo gazowe do systemu dystrybucyjnego dwukrotnie w trakcie doby nie jest sprzeczny z postanowieniami NC BAL. Informacja ta jest natomiast niezbędna do realizacji obowiązku podawania dwukrotnie w trakcie doby statusu niezbilansowania poszczególnych ZUP. Wyniki aktualizacji prognoz wynikających z postanowień dotyczących podmiotu prognozującego mogą być pomocne w przygotowaniu tych danych. Wymóg podawania ilości operatywnych realizacji dla ZUP dostarczających paliwo gazowe do systemu dystrybucyjnego dwukrotnie w trakcie doby nie jest sprzeczny z postanowieniami NC BAL. Informacja ta jest natomiast niezbędna do realizacji obowiązku podawania dwukrotnie w trakcie doby statusu niezbilansowania poszczególnych ZUP. Wyniki aktualizacji prognoz wynikających z postanowień dotyczących podmiotu prognozującego mogą być pomocne w przygotowaniu tych danych. 12

urządzeń wiązać się będzie z poważnymi kosztami, które OSD będzie musiał ponieść tak na etapie przygotowania urządzeń do częstszego trybu wysyłania danych jak i w późniejszej eksploatacji częstsza wymiana baterii. 33 34 Zapisy dotyczące prognoz transportowych i pobierania opłat z tytułu ich nietrafności są sprzeczne z zapisami Rozporządzenia Komisji UE nr 312/2014 ustanawiającego kodeks sieci dotyczący bilansowania gazu w sieciach przesyłowych. Artykuł 6 ust. 2 tego Rozporządzenia wskazuje, że OSP podejmując działania bilansujące uwzględnia szacunki własne na temat zapotrzebowania na gaz w ciągu doby gazowej, informacje na temat nominacji i alokacji oraz wartości ciśnień w sieci przesyłowej. Rozporządzenie nie wskazuje żadnych obowiązków OSD w tym zakresie. Nie ma również żadnych podstaw do naliczania opłat za nietrafność prognoz transportowych. Dotychczasowa praktyka również potwierdza, że własne szacunki OSP są wystarczające do podejmowania działań bilansujących system przesyłowy. W IRIESP nie zawarto zapisów w jaki sposób OSP planuje się wywiązać z artykułu 29 Rozporządzenia Komisji UE nr 312/2014 ustanawiającego kodeks sieci dotyczący bilansowania gazu w sieciach przesyłowych, który to artykuł wprowadza zasadę neutralności. Stosowany przez OSP mechanizm uwzględnienia w swoich działaniach prognoz transportowych OSD w żadnym wypadku nie jest sprzeczny z zapisami Kodeksu sieci dot. Bilansowania. Przywołany art. 6 ust. 2 wskazuje jedynie minimalne dane, o które opiera się OSP dokonując działań bilansujących. Przyjęte przez OSP rozwiązanie prorynkowe polegające na usunięciu obowiązku składania nominacji przez ZUP korzystających z WPWYOSD oraz uwzględnienie ruchu sieciowego w systemach dystrybucyjnych powoduje konieczność uzyskiwania od OSP prawidłowych i rzetelnych prognoz transportowych. Postanowienia NC BAL dotyczą zagadnień ilościowych w skali całego systemu przesyłowego i dystrybucyjnego, natomiast prognozy transportowe dotyczą poborów w poszczególnych MFPWY. Informacje te wynikają zarówno z prognoz odbiorców komunalnych (prognozowalnych), przemysłowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnych oraz programu ruchu sieci dystrybucyjnej. Opłaty związane z prognozami transportowymi są mechanizmem zapewniającym odpowiednią jakość przekazywanych prognoz. Należy tu przypomnieć, że w trakcie konsultacji poprzedniej IRiESP PSG wnioskowało o dodatkowy rok okresu zwolnień od opłaty za nietrafność prognoz transportowych motywując, że czas ten jest potrzebny do znacznej poprawy funkcjonowania systemów prognozujących. Kodeks sieci dot. Bilansowania nakłada na OSP obowiązek neutralności bilansowania systemu przesyłowego. Taki obowiązek wynika wprost z przepisów Rozporządzenia i nie wymaga implementacji do krajowego kodeksu sieci. 13

35 36 Zgodnie z artykułem 37 ust. 2 Rozporządzenia Komisji UE nr 312/2014 ustanawiającego kodeks sieci dotyczący bilansowania gazu w sieciach przesyłowych (rozporządzenie NC BAL), w przypadku trudności technicznych lub organizacyjnych istnieje możliwość wykonywania alokacji operatywnych w ciągu trzech dób gazowych po dobie gazowej D. W związku z tym wnosimy o możliwość dokonywania alokacji operatywnych za dni wolne od pracy (soboty, niedziele i święta) w pierwszym dniu roboczym. Wykonywanie dokładnych i prawidłowych alokacji operatywnych z przyczyn organizacyjnych jest tylko możliwe w dni pracujące. OGP zbyt pochopnie wykreśla w całej IRiESP wszelkie odniesienia do przepustowości i Przydziału Przepustowości (mocy umownej) w m3/h, gdyż nie ma obecnie jednoznacznych uregulowań co do przyjęcia odpowiednich współczynników konwersji do przeliczenia PP na jednostki energii. Zgodnie z obowiązującą IRiESP, w okresie do 01 do 10 maja 2014 użytkownicy sieci złożyli wnioski o PP na następne lata gazowe w jednostkach energii, nie mając informacji o dostępnych przepustowościach technicznych fizycznych punktów wyjścia wyrażonych w jednostkach energii, gdyż OGP nadal publikował dane o tych przepustowościach w m3/h. Stąd nie było możliwości np. zarezerwowania pełnej przepustowości punktu w jednostkach energii, gdyż taka informacja nie była dostępna w publikacjach OGP. Wobec powyższego, do chwili ustalenia i opublikowania jednoznacznych regulacji, co do przeliczeń PP na jednostki energii, koniecznym jest ustalenie odpowiedniego okresu karencji, w którym określenie ewentualnych przekroczeń PP w jednostkach energii następować będzie w odniesieniu do PP w m3/h. Potrzebę takiego rozwiązania OGP potwierdza w punkcie 7.7.6.2 projektu nowej IRiESP, gdzie, w przypadku wniosku o PP W trakcie analizy technicznej ocenia się, czy: 7.7.6.2 wyposażenie fizycznych punktów wejścia lub wyjścia umożliwi prawidłowy pomiar objętości przesyłanego paliwa gazowego,, co nie będzie możliwe w przypadku braku informacji o wnioskowanej przepustowości w m3/h. Przywoływana możliwość wykonywania alokacji operatywnej w ciągu 3 dni po dobie gazowej jest przewidziana tylko w przypadku gdy zastosowano tzw. środki tymczasowe (w trybie przewidzianym w art. 46 NC BAL, czyli zatwierdzenie przez Regulatora sprawozdania przedstawionego przez OSP, skonsultowanego wcześniej z uczestnikami rynku). GAZ-SYSTEM nie przewiduje wdrażania środków tymczasowych poza platformą bilansującą, dlatego nie ma możliwości wydłużenia czasu na wykonanie alokacji operatywnych za dni wolne od pracy. Kwestie dotyczące przekroczenia mocy umownej oraz związanych z tym faktem rozliczeń nie są przedmiotem uregulowanym w postanowieniach IRiESP. 14

37 W punkcie 23 PRZEPISY PRZEJŚCIOWE, DOSTOSOWUJĄCE I KOŃCOWE w kilku podpunktach błędnie użyto określenia obszar system dystrybucyjny. Dokonano zmian w zapisach IRiESP. 38 39 Czas w jakim należy wprowadzić zmiany w instrukcji, by wypełnić wymogi Rozporządzenia Ministra Gospodarki z 2 lipca 2010 w zakresie zmiany jednostek bilansowania i rozliczania z m3 na MWh tj. do końca lipca powoduje, że proces konsultacji i uzgodnień proponowanych zmian jest bardzo krótki. Dotyczy natomiast wielu istotnych i skomplikowanych kwestii (grupy bilansujące, kwestie współpracy z wszystkimi OSD, punkt wirtualny do magazynów czy przekazywanie danych intraday), które będą miały istotny wpływ na kształt rynku i uczestników będących ZUP. Proponujemy zatem, by zmiany w instrukcji rozdzielić na 2 grupy i wprowadzić od 1 sierpnia 2014 tylko te, które są niezbędne i nie wywołują kontrowersji i potrzeby dogłębnej dyskusji. Pozostałe najbardziej skomplikowane merytorycznie zmiany można wprowadzić do instrukcji w terminie późniejszym np. od nowego roku gazowego 1 października 2015. Brak wzorów wniosków, o których mówi IRiESP do zaopiniowania. częściowo W przepisach przejściowych zaproponowano wejście w życie niektórych przepisów od: - października 2014r. (zlikwidowanie nominacji dla WPWYOSD i WPWEOSD), wprowadzenie grup bilansowych; - października 2015r. (ujednolicone zasady dla OSD). Uwzględniając uwagi rynku, przekazywanie danych w trakcie doby zostanie również wprowadzone od 1 października 2014 r. Wzory wniosków, o których mowa w IRiESP są publikowane na stronie internetowej OSP. Towarzystwo Obrotu Energią Towarzystwo Obrotu Energią 40 Brak szczegółowych informacji o platformie aukcyjnej. Informacje o platformie aukcyjnej, na której będzie przeprowadzana aukcja będzie publikowana wraz z informacją o produktach, które są ujęte w kalendarzu aukcji. Może to być platforma aukcyjna GAZ-SYSTEM lub inna Platforma do Rezerwacji Przepustowości. Dla produktów powiązanych zasady zostały ujęte w pkt 7.5.2.4 projektu zmian IRiESP dla pozostałych aukcji (dla produktów niepowiązanych) - dodano nowy punkt 20.5.5. Zgodnie z Rozporządzeniem 984/2013 (art. 27) Zdolność może być zaoferowana przy wykorzystaniu jednej wspólnej internetowej platformy rezerwacyjnej lub ograniczonej liczby wspólnych internetowych platform Towarzystwo Obrotu Energią 15

41 42 43 44 Z uwagi na wprowadzenie grupy bilansującej na rynku gazu, powstaje konieczność rozliczenia jej uczestników. Proponowany w IRiESP termin rozliczenia 28 dni po zakończeniu miesiąca gazowego w przypadku uczestników grupy bilansującej jeszcze się wydłuży z uwagi na konieczność dokonania po otrzymaniu tych danych wzajemnego rozliczenia pomiędzy uczestnikami grupy. Termin 28 dni nie jest zasadny, zwłaszcza wobec faktu iż dane o zużyciu gazu są przesyłane do OSP w terminie 5 dni od zakończenia doby której dotyczą. W przypadku powoływania się na jakieś dokumenty czy oświadczenia, wzory tych dokumentów powinny być publikowane na stronie internetowej OSP. OSP powinien publikować informacje o niezbilansowaniu systemu przesyłowego gazu, tak by uczestnicy rynku usług bilansujących mogli aktywnie uczestniczyć w bilansowaniu systemu i ewentualnie dobilansowywać się na giełdzie. Takie działanie spowodowuje aktywizację uczestników rynku w bilansowaniu systemu. Obecnie operator dobilansowuje się na giełdach czy OTC, a uczestnicy rynku bilansującego nie mają możliwości przedstawić konkurencyjnej oferty popartej analizami rynku. W związku z proponowanymi zmianami w projekcie IRiESP w zakresie wprowadzenia rozliczeń usługi przesyłania wyłącznie w jednostkach energii, IRiESP nie powinien rozpocząć obowiązywania przed 1 sierpnia 2014r. rezerwacyjnych. Dokonano zmian w postanowieniach IRiESP. Ze względu na fakt, ze projekt IRiESP wprowadza nowe rozwiązania, jak np. grupy bilansowe, nie zaproponowano wzorów wniosków o utworzenie grupy bilansowej na etapie konsultacji projektu. Jeśli proponowane rozwiązania uzyskają aprobatę rynku i URE, wówczas wzory wniosków zostaną opublikowane na stronie będą zawierały niezbędne informacje wynikające z IRiESP. OSP publikuje na stronie internetowej prognozowane łączne niezbilansowanie. (w zakładce Strefa Klienta - Krajowy System Przesyłowy Ustandaryzowane publikacje zgodne z 715/2009), które może być wykorzystane przez URB. W nowym projekcie IRiESP dodano zapisy zgodnie z którymi OSP może opublikować na swojej stronie internetowej zapotrzebowanie na określone usługi systemowe. Termin wejścia w życie IRiESP planowany jest na 1 sierpnia 2014 r. Towarzystwo Obrotu Energią Towarzystwo Obrotu Energią Towarzystwo Obrotu Energią PGNiG 45 Wnioskujemy o wprowadzenie zapisów mówiących o częściowym odrzuceniu nominacji, rozumianym jako zaakceptowanie nominacji w punktach, w których została złożona prawidłowo, a w punktach w których wystąpiła niezgodność przyjęcie zasady mniejszego strumienia lub przyjęcia nominacji z ilością paliwa gazowego równą "0" tak Zapisy IRiESP dopuszczają takie rozwiązanie. Obecnie trwają prace nad dostosowaniem systemu informatycznego do stosowania takiego mechanizmu. Stosowanie zaproponowanego mechanizmu będzie wdrażane razem z wprowadzeniem protokołu EDIG@S v.5. PGNiG 16

jak mówi punkt 15.3.7. Obecnie zasada mniejszego strumienia obowiązuje na punkcie styku operatorów i należy ją przenieść na pozostałe punkty. 46 47 Wnioskujemy o wprowadzenie do IRiESP zapisów mówiących o przekazywaniu danych operatywnych po zakończeniu doby gazowej do godziny 10:00 dla wszystkich punktów wejścia i punktów wyjścia. Dane te powinny zawierać informacje o ilościach przypisanych do dostawców ZUP oraz do kontrahentów ZUP. Wnioskujemy o wprowadzenie do IRiESP obowiązku przekazywania przez OSP danych rozliczeniowych (HRP) w podziale na dostawców ZUP (punkty wejścia) oraz na kontrahentów ZUP (punkty wyjścia). Terminy są dostosowane do technicznych możliwości podmiotów wykonujących alokacje, które stanowią podstawę danych operatywnych przekazywanych ZUP. Wartości operatywne pomiarów dla każdego punku wejścia i wyjścia udostępniane są do godziny 8.00 uprawnionym podmiotom (OSD, OSW, OSM czy odbiorcom końcowym). W przypadku, gdy na punkcie wejścia/wyjścia jest więcej niż jeden ZUP dokonywana jest alokacja. Do godziny 10.00 podmioty te wykonują alokacje i przekazują dane do OSP. Do godziny 12.00 OSP publikuje wartości realizacji dla poszczególnych ZUP. Dane, o których mowa w uwadze przekazywane są przez OSP na etapie informacji o zatwierdzeniu nominacji. PGNiG PGNiG 48 W IRiESP brak zapisów o odpowiedzialności OSP za jakość przekazywanych danych. Możliwość naliczania opłat za niebilansowanie oraz niedotrzymanie nominacji powinna być uzależniona od dokładności danych operatywnych przekazywanych przez OSP w przedmiotowym zakresie. Zgodnie z Rozporządzeniem 715/2009 OSP przekazuje dane na takim poziomie, jakimi dysponuje. Przepisy unijne nie wprowadzają norm, które precyzowałyby i określały jakość przekazywanych danych. Obecnie przekazywane dane pozwalają na utrzymanie niezbilansowania w granicach limitów określonych w IRIESP oraz rozporządzeniu systemowym. Wydaje się, iż poziom danych jest wystarczający. PGNiG 17