instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej - TAURON ...

Załącznik 2 – Karta aktualizacji nr 3/2007 z dnia 19.06.2007r. 

ENION S.A. 

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI 

SIECI ROZDZIELCZEJ 

CZĘŚĆ SZCZEGÓŁOWA: 

BILANSOWANIE SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO I ZARZĄDZANIE 

OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI. 

Wchodzi w życie z dniem: 20.06.2007r.

ENION S.A. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej 

SPIS TREŚCI 

A. Postanowienia wstępne ............................................................................................ 3 

A.1. Uwarunkowania formalno-prawne ................................................................. 3 

A.2. Zakres przedmiotowy i podmiotowy .............................................................. 4 

A.3. Ogólne zasady organizacyjne funkcjonowania rynku bilansującego 5 

................. 

A.4. Warunki uczestnictwa w procesie bilansowania .............................................. 9 

A.5. Zasady nadawania kodów identyfikacyjnych.................................................... 12 

B. Procedura zgłaszania umów sprzedaży energii elektrycznej ....................................... 14 

B.1. Ogólne zasady ................................................................................................ 14 

B.2. Weryfikacja 

............................ 

zgłoszeń umów sprzedaży energii elektrycznej 15 

C. Zasady wyznaczania, przekazywania i udostępniania danych 16 

pomiarowych................ 

C.1. Wyznaczanie i przekazywanie danych pomiarowych do OSP 16 

.......................... 

C.2. Udostępnianie danych pomiarowych ............................................................... 17 

C.3. Wymagania techniczne dla układów i systemów pomiarowo-rozliczeniowych 

D. Zasady ustanawiania i zmiany podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie 

20 

handlowe URD ........................................................................................................ 

E. Zasady udzielania informacji i obsługi odbiorców...................................................... 30 

F. Zasady zmiany sprzedawcy ....................................................................................... 31 

F.1. Zasady zmiany sprzedawcy przez dotychczasowego odbiorcę 

przedsiębiorstwa energetycznego zintegrowanego pionowo (spółki 

dystrybucyjnej)........................................................................................ 32 

F.2. Zasady zmiany sprzedawcy przez odbiorcę...................................................... 

F.3. Procedura zmiany sprzedawcy stosowana w przypadku pierwszej zmiany 

33 

sprzedawcy przez odbiorcę……………………………………………...….... 

F.4. Procedura zmiany sprzedawcy stosowana w przypadku kolejnej zmiany 

34 

sprzedawcy przez odbiorcę…………............................................................ 

F.5. Procedura postępowania w przypadku zaprzestania sprzedaży energii przez 

35 

wybranego przez odbiorcę sprzedawcę .................................................................... 35 

G. Zarządzanie ograniczeniami systemowymi..……………............................................ 36 

H. Zasady wyznaczania i przydzielania standardowych profili 38 

I 

zużycia............................ 

Wzór druku zgłoszenia zmiany sprzedawcy............................................................... 49 

28 

- 2 -


A. POSTANOWIENIA WSTĘPNE 

A.1. UWARUNKOWANIA FORMALNO-PRAWNE 

A.1.1. Uwarunkowania formalno-prawne części szczegółowej Instrukcji Ruchu 

i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej – bilansowanie systemu dystrybucyjnego 

i zarządzanie ograniczeniami systemowymi (IRiESR-Bilansowanie) wynikają 

z następujących dokumentów: 

a) ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, (Dz. U. z 2006r., nr 89, 

poz. 625 wraz z późniejszymi zmianami) oraz wydanymi na jej podstawie 

aktami wykonawczymi, aktualnymi na dzień wejścia w życie niniejszej 

instrukcji, 

b) koncesji na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej 

A.1.2. 

nr PEE/10/2717/U/3/98/JŻ z dnia 16 listopada 1998 r., 

c) Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP). 

IRiESR jest regulaminem w rozumieniu art. 384 §1 Kodeksu cywilnego. 

A.1.3. Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej i posiadające podpisane umowy 

o świadczenie usług przesyłania (umowy przesyłowe) z operatorem systemu 

przesyłowego (OSP) oraz umowy o świadczenie usług dystrybucji energii 

elektrycznej (umowy dystrybucyjne) z właściwym do miejsca przyłączenia 

operatorem systemu dystrybucyjnego (OSD), są objęte obszarem rozszerzonym 

Rynku Bilansującego i uczestniczą w Rynku Bilansującym na zasadach 

i warunkach określonych w IRiESP, opracowanej przez operatora systemu 

przesyłowego, stając się Uczestnikiem Rynku Bilansującego (URB). 

A.1.4. Podmiot, którego urządzenia lub instalacje są przyłączone do sieci dystrybucyjnej 

ENION S.A. nie objętej obszarem Rynku Bilansującego, będący wytwórcą energii 

albo odbiorcą energii uprawnionym do wyboru sprzedawcy ma prawo wskazać 

URB, innego niż Odbiorca sieciowy (URBSD), odpowiedzialnego za jego 

bilansowanie handlowe na Rynku Bilansującym, na zasadach i warunkach 

określonych w niniejszej IRiESR-Bilansowanie. Podmiot ten nazywany dalej 

Uczestnikiem Rynku Detalicznego (URD), posiada umowę o świadczenie usług 

dystrybucji energii elektrycznej zawartą z ENION S.A. 

Prawo wskazania URB odpowiedzialnego za jego bilansowanie handlowe na 

rynku bilansującym nie obejmuje odbiorców nie korzystających z prawa wyboru 

sprzedawcy. Prawo wskazania URB odbiorca energii nabywa z dniem 

rozpoczęcia procesu zmiany sprzedawcy. 

A.1.5. IRiESR-Bilansowanie oraz wszelkie jej zmiany wchodzą w życie z datą określoną, 

w decyzji zatwierdzającej Zarządu ENION S.A. odpowiednio IRiESR- 

Bilansowanie lub zmiany tej części IRiESR. 

A.1.6. Data wejścia w życie IRiESR-Bilansowanie jest wpisywana na jej stronie 

tytułowej. 

A.1.7. ENION S.A. publikuje obowiązującą IRiESR-Bilansowanie na swojej stronie 

internetowej oraz udostępnia ją do publicznego wglądu w swojej siedzibie. 

- 3 -


A.1.8. Zmiana IRiESR-Bilansowanie przeprowadzana jest poprzez wydanie nowej 

IRiESR-Bilansowanie albo poprzez wydanie Karty aktualizacji obowiązującej 

IRiESR-Bilansowanie. 

A.1.9. Karta aktualizacji zawiera w szczególności: 

a) przyczynę aktualizacji IRiESR-Bilansowanie, 

b) zakres aktualizacji IRiESR-Bilansowanie, 

c) nowe brzmienie zmienianych zapisów IRiESR-Bilansowanie lub tekst 

uzupełniający dotychczasowe zapisy. 

A.1.10. IRiESR-Bilansowanie lub Kartę aktualizacji OSD publikuje na swojej stronie 

internetowej oraz udostępnia ją do publicznego wglądu w swojej siedzibie wraz 

z informacją o dacie wejścia w życie wprowadzanych zmian IRiESR- 

Bilansowanie. 

A.2. ZAKRES PRZEDMIOTOWY I PODMIOTOWY 

A.2.1. IRiESR-Bilansowanie określa zasady, procedury i uwarunkowania bilansowania 

systemu oraz realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych przez 

podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej i realizowanych w sieci 

dystrybucyjnej przez operatora systemu dystrybucyjnego, a w szczególności: 

a) podmioty i warunki bilansowania systemu dystrybucyjnego, 

b) zasady kodyfikacji podmiotów, 

c) procedury zgłaszania i weryfikacji umów sprzedaży energii elektrycznej oraz 

wymiany informacji w tym zakresie, 

d) wymagania dla układów pomiarowo rozliczeniowych, 

e) zasady wykorzystywania standardowych profili zużycia, 

f) zasady wyznaczania, przekazywania i udostępniania danych pomiarowych, 

g) zasady zmiany sprzedawcy przez odbiorców, 

h) zasady zmiany podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe, 

i) sposób zarządzania ograniczeniami systemowymi. 

A.2.2. Obszar objęty bilansowaniem określonym w IRiESR-Bilansowanie obejmuje sieć 

dystrybucyjną danego operatora systemu dystrybucyjnego, z wyłączeniem miejsc 

dostarczania podmiotów, których urządzenia i sieci są objęte obszarem Rynku 

Bilansującego. 

A.2.3. Zasady bilansowania i zarządzania ograniczeniami systemowymi systemu 

dystrybucyjnego określone w IRiESR-Bilansowanie obowiązują: 

a) operatora systemu przesyłowego, 

b) operatora systemu dystrybucyjnego, 

c) odbiorców i wytwórców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, 

d) uczestników rynku bilansującego (URB) i sprzedawców wskazanych przez 

uczestników rynku detalicznego (URD) jako odpowiedzialnych za ich 

bilansowanie handlowe, 

e) sprzedawców i przedsiębiorstwa obrotu, 

- 4 -


f) Operatorów Handlowych i Handlowo-Technicznych reprezentujących 

podmioty wymienione w punktach a) do e) w przypadku, gdy ich działalność 

operatorska dotyczy sieci dystrybucyjnej OSD. 

A.3. OGÓLNE ZASADY ORGANIZACYJNE FUNKCJONOWANIA RYNKU 

BILANSUJĄCEGO 

Ogólne zasady funkcjonowania rynku bilansującego wynikają z zapisów IRiESP- 

Bilansowanie. Podmiotem odpowiedzialnym za funkcjonowanie Rynku 

Bilansującego jest PSE-Operator S.A. , który na mocy ustawy Prawo energetyczne 

oraz posiadanej koncesji realizuje zadania OSP. 

A.3.1. Podmioty Rynku Bilansującego 

A.3.1.1. W Rynku Bilansującym uczestniczą następujące podmioty: 

a) Uczestnicy Rynku Bilansującego (URB), 

b) Operatorzy Rynku (OR), 

c) Operatorzy Systemu. 

A.3.1.2. Uczestnikiem Rynku Bilansującego jest podmiot, który ma zawartą umowę 

przesyłową z OSP, na mocy której, w celu zapewnienia sobie zbilansowania 

handlowego, realizuje dostawy energii poprzez obszar Rynku Bilansującego oraz 

podlega rozliczeniom z tytułu działań obejmujących bilansowanie energii 

i zarządzanie ograniczeniami systemowymi, zgodnie z zasadami określonymi 

w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej - bilansowanie systemu 

i zarządzanie ograniczeniami systemowymi (IRiESP-Bilansowanie). 

A.3.1.3. Uczestnikiem Rynku Bilansującego może być: 

a) Podmiot, którego urządzenia i instalacje są fizycznie przyłączone do sieci 

przesyłowej lub fragmentów sieci dystrybucyjnych objętych obszarem Rynku 

Bilansującego, lub 

b) Podmiot, który nie posiada urządzeń i instalacji fizycznie przyłączonych do 

sieci przesyłowej lub sieci dystrybucyjnej, objętej obszarem Rynku 

Bilansującego, a jedynie jest stroną transakcji sprzedaży lub kupna energii 

elektrycznej, których realizacja następuje w obszarze Rynku Bilansującego. 

A.3.1.4. Wyróżnia się następujące typy Uczestników Rynku Bilansującego: 

a) Wytwórcy energii (URBW) – podmioty przyłączone do sieci objętej obszarem 

Rynku Bilansującego, 

b) Odbiorcy energii (URBO) – podmioty przyłączone do sieci objętej obszarem 

Rynku Bilansującego, w tym: 

• Odbiorcy końcowi (URBOK), 

• Odbiorcy sieciowi (URBSD) – podmioty pełniące na obszarze 

poszczególnych Operatorów Systemu Dystrybucyjnego funkcje 

sprzedawcy energii odbiorcom nie korzystającym z prawa wyboru 

sprzedawcy, 

c) Przedsiębiorstwa Obrotu (URBPO) – podmioty, posiadające koncesję na obrót 

energią elektryczną, będące stroną transakcji sprzedaży lub kupna energii 

- 5 -


elektrycznej, których realizacja następuje w obszarze Rynku Bilansującego, 

A.3.1.5. 

d) Giełdy Energii (URBGE) – podmioty prowadzące giełdę towarową, 

w rozumieniu ustawy o giełdach towarowych, na której są zawierane 

transakcje sprzedaży i kupna energii elektrycznej, których realizacja następuje 

w obszarze Rynku Bilansującego, lub na której są dokonywane rozliczenia 

transakcji zawartych na Rynku Bilansującym przez będące członkami giełdy 

Przedsiębiorstwa Obrotu, w ramach czego podmiot prowadzący giełdę jest 

stroną tych transakcji, 

e) Operator Systemu Przesyłowego jako Przedsiębiorstwo Bilansujące (URBBIL), 

które dokonuje zakupów energii na pokrycie strat w sieci przesyłowej oraz 

potrzeb własnych stacji w sieci przesyłowej. 

Operatorem Rynku jest podmiot, który świadczy usługi operatorskie na rynku 

energii na podstawie umowy przesyłowej zawartej z OSP określającej zakres 

i sposób realizacji działalności operatorskiej na Rynku Bilansującym, 

A.3.1.6. 

a w przypadku gdy jego działalność operatorska dotyczy sieci dystrybucyjnej 

również z właściwym OSD. 

Operatorami Rynku są: 

a) Operatorzy Handlowo-Techniczni (OHT), 

b) Operatorzy Handlowi (OH), 

c) Operatorzy Pomiarów (OP). 

A.3.1.7. Szczegółowy opis funkcji realizowanych przez poszczególnych Operatorów 

Rynku zawiera IRiESP-Bilansowanie. 

A.3.1.8. Każdy Uczestnik Rynku Bilansującego jest zobowiązany zapewnić realizację 

funkcji operatorskich w zakresie handlowym lub handlowo-technicznym zgodnie z 

zapisami w IRiESP. Funkcje te Uczestnik Rynku Bilansującego może realizować 

samodzielnie albo powierzyć ich realizację innym podmiotom będącym 

Operatorem Rynku. 

A.3.1.9. Operatorami Systemu są: 

a) operator systemu przesyłowego (OSP), 

b) operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD). 

A.3.1.10. Operatorem systemu przesyłowego jest przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące 

się przesyłaniem energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w 

systemie przesyłowym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe 

A.3.1.11. 

bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty 

oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami 

elektroenergetycznymi. 

Operatorem Systemu Dystrybucyjnego jest przedsiębiorstwo energetyczne 

zajmujące się dystrybucją energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w 

systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe 

bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty 

oraz niezbędną rozbudowę sieci dystrybucyjnej, w tym połączeń z innymi 

systemami elektroenergetycznymi. 

A.3.1.12. Operator Systemu Dystrybucyjnego w ramach swoich obowiązków, określonych 

przepisami prawa, realizuje dostawy energii elektrycznej na podstawie 

zgłoszonych i przyjętych do realizacji Umów Sprzedaży Energii, przy 

- 6 -


uwzględnieniu możliwości technicznych systemu dystrybucyjnego oraz przy 

zachowaniu jego bezpieczeństwa. 

A.3.1.13. Operator Systemu Dystrybucyjnego uczestniczy w administrowaniu Rynkiem 

Bilansującym w zakresie obsługi Jednostek Grafikowych (JG), na które składają 

się Miejsca Dostarczania Energii Rynku Bilansującego (MB) z obszaru 

zarządzanej przez niego sieci. W ramach tego OSD: 

a) zarządza konfiguracją w zakresie przyporządkowania poszczególnych URD 

z obszaru swojego działania do MB składających się na JG poszczególnych 

URB, 

b) przekazuje OSP dane niezbędne do konfigurowania JG obejmujących MB 

z obszaru zarządzanej przez siebie sieci, 

c) wyznacza i przekazuje OSP rzeczywiste ilości dostaw energii dla MB 

reprezentujących dostawy energii realizowane we fragmentach sieci 

dystrybucyjnej nie objętej obszarem Rynku Bilansującego. 

A.3.1.14. Do momentu wydzielenia prawnego operatora systemu dystrybucyjnego ze 

struktur przedsiębiorstwa energetycznego zintegrowanego pionowo (spółki 

dystrybucyjnej), zgodnie z zapisami ustawy Prawo energetyczne art.9d., funkcje 

URBSD oraz OSD pełni ENION S.A. 

A.3.2. Obszar Rynku Bilansującego 

A.3.2.1. Obszar Rynku Bilansującego jest to część systemu elektroenergetycznego, w 

której jest prowadzony hurtowy obrót energią elektryczną oraz w ramach której 

OSP równoważy bieżące zapotrzebowanie na energię elektryczną z dostawami tej 

energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, oraz zarządza 

A.3.2.2. 

ograniczeniami systemowymi i prowadzi wynikające z tego rozliczenia, 

z podmiotami uczestniczącymi w Rynku Bilansującym. 

Podstawowym obszarem Rynku Bilansującego jest: 

a) Sieć przesyłowa, 

b) Miejsca w sieci dystrybucyjnej o napięciu 110 kV, do których są przyłączone 

jednostki wytwórcze centralnie dysponowane przez OSP tzw. JWCD, 

c) Punkt „ponad siecią”, poprzez który w Rynku Bilansującym uczestniczą 

podmioty nie przyłączone do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej. 

A.3.2.3. Obszar Rynku Bilansującego może być rozszerzany o nowe fragmenty sieci 

dystrybucyjnej o napięciu 110 kV. Rozszerzenie obszaru Rynku Bilansującego 

następuje poprzez wprowadzanie zmian do umów przesyłowych zawartych 

pomiędzy OSP i odpowiednimi OSD oraz podmiotami, których urządzenia lub 

instalacje są przyłączone do fragmentu sieci dystrybucyjnej, o który ma być 

rozszerzony obszar Rynku Bilansującego. Zmiany są również wymagane 

w odpowiednich umowach przesyłowych i dystrybucyjnych z innymi podmiotami, 

dla których rozszerzenie obszaru Rynku Bilansującego zmieni warunki 

uczestniczenia w tym rynku. 

A.3.2.4. Rozszerzenie obszaru Rynku Bilansującego może nastąpić tylko wtedy jeżeli we 

fragmencie sieci dystrybucyjnej, który ma być przyłączony do obszaru Rynku 

Bilansującego zostaną spełnione wszystkie warunki techniczne wymagane dla 

podstawowego obszaru Rynku Bilansującego, opisane w IRiESP. 

A.3.2.5. Obszar Rynku Bilansującego jest określony przez zbiory obiektów Rynku 

- 7 -


Bilansującego: zbiór Miejsc Dostarczania Energii Rynku Bilansującego (MB) oraz 

zbiór Jednostek Grafikowych (JG) , które spełniają następujące warunki: 

a) Miejsca Dostarczania Energii Rynku Bilansującego muszą obejmować 

wszystkie połączenia Uczestników Rynku Bilansującego z obszarem tego 

rynku. 

b) Jednostki Grafikowe muszą pokrywać wszystkie Miejsca Dostarczania Energii 

Rynku Bilansującego. 

A.3.3. Bilansowanie handlowe na Rynku Bilansującym 

A.3.3.1. Uczestnik Rynku Bilansującego dokonuje zbilansowania handlowego swoich 

dostaw energii poprzez: 

a) Zgłaszanie do realizacji umów sprzedaży energii, 

b) Rozliczanie z OSP niezbilansowania wynikającego z różnicy pomiędzy ilością 

energii z przyjętych do realizacji umów sprzedaży energii oraz rzeczywistą 

ilością dostaw energii wyznaczoną na podstawie pomiarów oraz algorytmów 

agregacji. 

A.3.3.2. Procesy planowania, prowadzenia ruchu i rozliczeń realizowane na Rynku 

Bilansującym, a w ramach tego wyznaczane dane handlowe i techniczne, dotyczą 

poszczególnych Jednostek Grafikowych. 

A.3.3.3. Użytkownik systemu, którego urządzenia lub instalacje są przyłączone do sieci 

objętej obszarem Rynku Bilansującego jest odpowiedzialnym za bilansowanie 

handlowe swoich dostaw energii na Rynku Bilansującym. 

A.3.3.4. URD ma prawo wskazać odpowiedniemu do miejsca jego przyłączenia OSD, 

z którym ma on zawartą umowę o świadczenie usług dystrybucji energii 

elektrycznej URB innego niż URBSD działający na obszarze tego OSD, który 

w ramach swojej JG będzie odpowiedzialny za bilansowanie handlowe tego URD 

na Rynku Bilansującym. Wskazany URB, z dniem wejścia w życie stosownych 

umów i spełnienia wymagań IRiESR-Bilansowanie, przejmuje odpowiedzialność 

za bilansowanie handlowe tego URD co powoduje wyłączenie tego URD z 

zakresu odpowiedzialności za bilansowanie handlowe realizowane przez 

dotychczasowego URB lub URBSD W przypadku braku wskazania przez URD 

podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe lub zaprzestania 

działalności przez ten podmiot na RB (rozumianej jako zaprzestanie przez OSP 

przyjmowania od tego URB zgłoszeń USE na RB), to odpowiedzialnym za jego 

bilansowanie handlowe w ramach swojej JG, jest URBSD działający na obszarze 

OSD, do sieci którego przyłączony jest URD i z którym ma on zawartą umowę o 

świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej. 

A.3.3.5. Zmiana przez URD podmiotu odpowiedzialnego za jego bilansowanie handlowe 

odbywa się na warunkach i zasadach określonych w niniejszej IRiESR- 

Bilansowanie. 

A.3.3.6. Podstawą dokonania zmian, o których mowa w p.A.3.3.4. i A.3.3.5., są 

odpowiednie zapisy w umowach pomiędzy OSD, URD, Odbiorcą sieciowym 

i URB przejmującym odpowiedzialność za bilansowanie handlowe URD oraz 

pomiędzy OSP, Odbiorcą sieciowym oraz URB przejmującym odpowiedzialność 

za bilansowanie handlowe URD. 

- 8 -


A.3.3.7. URD może wskazać dla jednego miejsca dostarczania tylko jeden podmiot 

odpowiedzialny za bilansowanie handlowe na RB. 

A.4. WARUNKI UCZESTNICTWA W PROCESIE BILANSOWANIA 

A.4.1. Operator systemu dystrybucyjnego zapewnia podmiotom przyłączonym do sieci 

dystrybucyjnej fizyczną realizację umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych 

przez te podmioty, jeżeli zostaną one zgłoszone do OSD w obowiązującej formie, 

trybie i terminie oraz pod warunkiem spełnienia przez te podmioty wymagań 

realizacyjnych ustalonych w IRiESR i umowach o świadczenie usług dystrybucji 

energii elektrycznej. 

A.4.2. Wytwórcy, odbiorcy, sprzedawcy oraz przedsiębiorstwa obrotu mogą zlecić 

wykonywanie swoich obowiązków wynikających z IRiESR-Bilansowanie innym 

podmiotom (URB). Podmioty te działają w imieniu i na rzecz wytwórcy, odbiorcy, 

sprzedawcy lub przedsiębiorstwa obrotu oraz muszą posiadać zawartą z OSD 

umowę o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej. 

A.4.3. Warunki i wymagania formalno-prawne 

A.4.3.1. Uczestnik Rynku Detalicznego, w celu realizacji przez OSD zawartych przez 

siebie umów sprzedaży energii, jest zobowiązany do: 

a) posiadania odpowiednich koncesji, jeżeli jest taki wymóg prawny, 

b) zawarcia umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej z OSD, 

c) wskazania URB odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe: 

a. bezpośrednio poprzez zawarcie umowy z wybranym URB odpowiedzialnym 

za bilansowanie handlowe; lub 

b. pośrednio poprzez zawarcie umowy ze sprzedawcą, który na podstawie p. 

A.4.3.4.2. lub p. A.4.3.4.3. niniejszej IRIESR zobowiązany jest do 

określenia w umowie z OSD podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie 

handlowe w ramach swojej jednostki grafikowej fizycznych punktów 

pomiarowych odbiorców, z którymi ten sprzedawca ma zawarte umowy 

sprzedaży energii elektrycznej oraz warunki zmiany URB, 

A.4.3.2.1 Umowa o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawarta pomiędzy 

URD a OSD powinna zawierać, co najmniej następujące elementy: 

a) strony umowy, 

b) przedmiot umowy, 

c) zasady zgłoszeń umów sprzedaży energii elektrycznej, 

d) wskazanie URB odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe tego URD 

zgodnie z p. A.4.3.1.c, który ma zawartą umowę o świadczenie usług 

dystrybucji energii elektrycznej z OSD, do którego sieci przyłączony jest URD 

oraz zasady zmiany tego podmiotu, 

e) moc umowną i warunki wprowadzenia jej zmian, 

f) planowane ilości energii w podziale na okresy umowne, 

g) miejsce dostarczania energii, 

h) standardy jakościowe obsługi odbiorców i parametry techniczne energii 

- 9 -


elektrycznej oraz bonifikaty za niedotrzymanie tych standardów oraz 

parametrów, 

i) warunki zapewnienia niezawodności i ciągłości dostarczania energii, 

j) stawki opłat lub grupy taryfowe stosowane w rozliczeniach oraz warunki 

wprowadzania zmian tych stawek i grupy taryfowej, 

k) sposób prowadzenia rozliczeń, 

l) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, 

m) okres obowiązywania umowy i warunki jej rozwiązania, w tym 

w szczególności w przypadku nie posiadania przez URD podmiotu 

odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe, 

n) zobowiązanie stron do stosowania w pełnym zakresie postanowień IRiESR, 

o) algorytmy agregacji i zasady wyznaczania rzeczywistej ilości dostaw energii 

elektrycznej, 

p) upoważnienie OSD do zawarcia w imieniu i na rzecz URD umowy z URBSD 

jako podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe, który będzie 

obsługiwał URD w przypadku zaprzestania działalności przez URB 

wskazanego przez URD. 

q) termin wejścia w życie, który uzależniony jest od daty rozwiązania umowy 

z przedsiębiorstwem energetycznym zintegrowanym pionowo (spółką 

A.4.3.2.2 

dystrybucyjną) i powinien być tożsamy z tą datą. 

Umowa o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej oprócz elementów 

wymienionych w p.A.4.3.2.1 powinna zawierać także w przypadku gdy URD jest 

odbiorcą – oznaczenie: 

a) wybranego przez odbiorcę sprzedawcy, z którym ma zawartą umowę 

sprzedaży energii elektrycznej, oraz zasady zmiany tego sprzedawcy; wybrany 

sprzedawca musi mieć zawartą umowę o świadczenie usług dystrybucji energii 

elektrycznej z OSD, do którego sieci odbiorca jest przyłączony, 

b) podmiotu będącego dla odbiorcy sprzedawcą (zwanego sprzedawcą 

A.4.3.3. 

rezerwowym) i zgodę tego odbiorcy na zawarcie przez OSD umowy sprzedaży 

energii elektrycznej z tym sprzedawcą rezerwowym na jego rzecz i w jego 

imieniu, w przypadku zaprzestania dostarczania tej energii przez wybranego 

przez odbiorcę sprzedawcę. 

Umowa o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawierana przez 

OSD z podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe (URB) powinna 

określać w szczególności: 

a) nazwę i dane adresowe podmiotu, 

b) przedmiot umowy, 

c) oświadczenie o zawarciu umowy przesyłowej z OSP umożliwiającej 

działalność na Rynku Bilansującym, 

d) kod identyfikacyjny podmiotu na Rynku Bilansującym, 

e) dane o posiadanych przez podmiot koncesjach, związanych z działalnością 

w elektroenergetyce, jeżeli jest taki wymóg prawny, 

f) datę rozpoczęcia działalności na Rynku Bilansującym, 

g) osoby upoważnione do kontaktu z OSD oraz ich dane adresowe, 

h) wykaz Miejsc Dostarczania Energii Rynku Bilansującego (MB) i wykaz URD 

oraz ich Fizycznych Punktów Pomiarowych, rozliczanych w ramach Jednostki 

- 10 -


Grafikowej Odbiorczej URB, będącej w dyspozycji podmiotu, powiązanych 

z obszarem danego OSD oraz zasady i warunki ich zmiany, 

i) wykaz Jednostek Grafikowych Odbiorczych URB, w tym ich nazw i kodów 

identyfikacyjnych oraz wykaz MB wchodzących w skład poszczególnych 

Jednostek Grafikowych URB, powiązanych z obszarem danego OSD, 

będących w dyspozycji podmiotu, 

j) algorytmy agregacji i wyznaczania rzeczywistej ilości dostaw energii 

w poszczególnych Miejscach Dostarczania Energii Rynku Bilansującego 

(MB), dla poszczególnych Jednostek Grafikowych powiązanych z obszarem 

danego OSD, 

k) zobowiązania stron umowy do stosowania w pełnym zakresie postanowień 

IRiESR, 

l) zobowiązanie URB do powiadomienia pisemnie OSD o zaprzestaniu 

funkcjonowania na Rynku Bilansującym w trybie określonym w IRiESR i/lub 

zaprzestaniu bilansowania handlowego URD i/lub sprzedawcy. 

A.4.3.4.1 Sprzedawca zamierzający sprzedawać energię elektryczną URD na obszarze 

działania określonego OSD, jest zobowiązany zawrzeć z tym operatorem umowę o 

świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej która reguluje kompleksowo 

stosunki pomiędzy sprzedawcą, a OSD oraz dotyczy wszystkich URD z obszaru 

działania OSD, którym ten sprzedawca będzie sprzedawać energię elektryczną. 

Umowa ta w szczególności reguluje: 

a) przedmiot umowy, 

b) terminy i zasady zgłaszania umów sprzedaży, 

c) zasady obejmowania nią kolejnych URD i zobowiązania stron w tym zakresie, 

d) zasady i terminy przekazywania informacji dotyczących rozwiązywania umów 

sprzedaży zawieranych przez sprzedawcę, 

e) osoby upoważnione do kontaktu z OSD oraz ich dane adresowe, 

f) zasady wstrzymywania dostarczania energii URD przez OSD, 

g) zakres i zasady udostępniania danych dotyczących URD, które są konieczne 

dla ich właściwej obsługi, 

h) zobowiązanie stron umowy do stosowania w pełnym zakresie postanowień 

IRiESR. 

A.4.3.4.2 Umowa o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawierana ze 

sprzedawcą nie będącym podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe, 

oprócz elementów wymienionych w p. A.4.3.4.1 powinna zawierać także: 

a) oznaczenie przez Sprzedawcę URB odpowiedzialnego za jego bilansowanie 

handlowe, który ma zawartą umowę o świadczenie usług dystrybucji energii 

elektrycznej z OSD, do którego sieci przyłączeni są URD, z którymi 

sprzedawca ma zawarte umowy sprzedaży energii elektrycznej, oraz zasady 

zmiany tego podmiotu, 

b) sposób przekazywania danych pomiarowych o ilości zużytej energii 

elektrycznej przez URD, z którymi sprzedawca ma zawarte umowy sprzedaży 

energii elektrycznej. 

A.4.3.4.3 Umowa o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawierana ze 

sprzedawcą będącym podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe, 

oprócz elementów wymienionych w p. A.4.3.4.1 powinna zawierać także 

oświadczenie sprzedawcy, że jest Uczestnikiem Rynku Bilansującego (URB) 

w rozumieniu postanowień IRiESP i niniejszej instrukcji. 

- 11 -


A.4.3.5. Rozliczenia pomiędzy OSD, a sprzedawcą określone w umowie o świadczenie 

usług dystrybucji energii elektrycznej ze sprzedawcą będą dotyczyć dodatkowych 

odczytów układu pomiarowo-rozliczeniowego dokonywanych przez OSD tzn. 

w terminach innych niż standardowo dokonuje ich OSD, w tym w szczególności 

odczytów dokonywanych w związku ze zmianą sprzedawcy. 

A.5. ZASADY NADAWANIA KODÓW IDENTYFIKACYJNYCH 

A.5.1. Operator systemu dystrybucyjnego nadaje kody identyfikacyjne podmiotom, 

których urządzenia są przyłączone do sieci dystrybucyjnej nie objętej obszarem 

rynku bilansującego. Dla podmiotu, którego urządzenia są przyłączone do sieci 

przesyłowej lub dystrybucyjnej objętej obszarem rynku bilansującego stosowany 

jest kod identyfikacyjny nadany przez operatora systemu przesyłowego. 

A.5.2. Operator systemu dystrybucyjnego nadaje kody identyfikacyjne wytwórcom 

i odbiorcom przyłączonym do sieci dystrybucyjnej przez niego zarządzanej. Kody 

te zawierają czteroliterowe oznaczenie podmiotu, oznaczenie operatora systemu 

dystrybucyjnego, literę charakteryzującą podmiot oraz numer podmiotu i mają 

następującą postać: 

a) dla wytwórców - ...(oznaczenie literowe podmiotu)..._ENIO_W...(numer 

podmiotu)..., 

b) dla odbiorców - ...(oznaczenie literowe podmiotu)..._ENIO_O...(numer 

podmiotu)..., 

A.5.3. Oznaczenia kodowe operatorów systemów dystrybucyjnych są zgodne z nadanym 

przez operatora systemu przesyłowego czteroliterowym oznaczeniem 

A.5.4. 

wynikającym z zawartej pomiędzy operatorem systemu dystrybucyjnego i 

operatorem systemu przesyłowego umowy przesyłowej. 

Sprzedawca oraz przedsiębiorstwo obrotu nieposiadające jeszcze kodów 

indentyfikacyjnych mogą zwrócić się do dowolnego operatora systemu 

dystrybucyjnego o nadanie im kodu identyfikacyjnego. Kod taki obejmuje 

czteroliterowe oznaczenie podmiotu, oznaczenie operatora systemu 

dystrybucyjnego nadającego kod identyfikacyjny, literę charakteryzującą podmiot 

oraz numer podmiotu i ma następującą postać: ...(oznaczenie literowe 

podmiotu)..._...(oznaczenie kodowe operatora systemu 

A.5.5. 

dystrybucyjnego)..._P...(numer podmiotu).... 

Sprzedawca oraz przedsiębiorstwo obrotu jest zobowiązane do potwierdzenia 

operatorowi systemu dystrybucyjnego faktu rejestracji (posiadania kodu 

identyfikacyjnego) przed pierwszym zgłoszeniem do niego umowy sprzedaży 

energii elektrycznej, o ile jest to inny operator niż ten, który nadał temu 

podmiotowi kod identyfikacyjny. 

A.5.6. W przypadku sprzedawców oraz przedsiębiorstw obrotu zarejestrowanych przez 

operatora systemu przesyłowego stosowane są nadane temu podmiotowi kody, 

przy czym jest wymagane potwierdzenie operatorowi systemu dystrybucyjnego 

faktu rejestracji przed pierwszym zgłoszeniem do niego umowy sprzedaży energii 

elektrycznej. 

- 12 -


A.5.7. Nadanie kodów identyfikacyjnych oraz potwierdzenie faktu rejestracji sprzedawcy 

oraz przedsiębiorstwa obrotu odbywa się poprzez zawarcie umowy o świadczenie 

usług dystrybucji energii elektrycznej pomiędzy podmiotem oraz właściwym 

operatorem systemu dystrybucyjnego. Umowy te zawierają również niezbędne 

elementy, o których mowa odpowiednio w p. A.4.3.3., A.4.3.4.1., 

A.4.3.4.2.,A.4.3.4.3. IRiESR-Bilansowanie. 

- 13 -


B. PROCEDURA ZGŁASZANIA UMÓW SPRZEDAŻY ENERGII 

ELEKTRYCZNEJ 

B.1. OGÓLNE ZASADY 

B.1.1. Operator systemu dystrybucyjnego w ramach swoich obowiązków, określonych 

przepisami prawa, realizuje dostawy energii elektrycznej na podstawie 

zgłoszonych i przyjętych do realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej, przy 

uwzględnieniu możliwości technicznych systemu elektroenergetycznego oraz przy 

zachowaniu jego bezpieczeństwa. 

B.1.2. Operator systemu dystrybucyjnego zapewnia fizyczną realizację umów sprzedaży 

energii elektrycznej, jeżeli zostaną zgłoszone do OSD w trybie i terminie oraz w 

obowiązującej formie zgodnej ze wzorem zawartym w rozdziale I, pod warunkiem 

spełnienia przez strony umowy sprzedaży energii elektrycznej wymagań 

ustalonych w IRiESR, IRiESP i umowach o świadczenie usług dystrybucji energii 

elektrycznej. 

B.1.3. Zgłoszenia umów sprzedaży energii elektrycznej do operatora systemu 

dystrybucyjnego dokonują: 

a) wytwórcy oraz odbiorcy przyłączeni do sieci dystrybucyjnej nie objętej 

obszarem Rynku Bilansującego mający prawo wyboru sprzedawcy 

i korzystający z tego prawa (URD), 

b) sprzedawcy mający zawarte umowy sprzedaży energii elektrycznej 

z odbiorcami będącymi URD, 

c) przedsiębiorstwa obrotu mające zawarte umowy sprzedaży energii elektrycznej 

z wytwórcami będącymi URD. 

B.1.4. Zgłoszenia o którym mowa w p. B.1.3. dokonują obie strony umowy w sposób 

określony w rozdziale F (zasady zmiany sprzedawcy). Zgłoszenie obejmuje 

w szczególności: 

a) strony umowy, 

b) termin obowiązywania umowy, 

c) średniomiesięczną planowaną ilość dostaw energii, 

d) URB odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe URD, 

e) typ zgłoszenia (sprzedaż/zakup). 

Strony umowy są zobowiązane do niezwłocznego zgłaszania zmian w ww. 

umowie. 

B.1.5. W celu realizacji umowy sprzedaży, o której mowa w p.B.1.1. URD zawiera 

z OSD umowę o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, o której 

mowa w p.A.4.3.2.1. i p.A.4.3.2.2 

B.1.6. Sprzedawca zamierzający sprzedawać energię elektryczną URD na obszarze 

działania określonego operatora systemu dystrybucyjnego, jest zobowiązany 

zawrzeć z tym operatorem umowę o świadczenie usług dystrybucji energii 

- 14 -


B.2. 

elektrycznej ze sprzedawcą, o której mowa odpowiednio w p.A.4.3.4.1. iA.4.3.4.2. 

lub A.4.3.4.3. 

WERYFIKACJA ZGŁOSZEŃ UMÓW SPRZEDAŻY ENERGII 

ELEKTRYCZNEJ 

B.2.1. Operator systemu dystrybucyjnego dokonuje weryfikacji przekazanych przez 

podmioty określone w p.B.1.3. zgłoszeń umów sprzedaży, pod względem ich 

zgodności w zakresie określonym w p.B.1.4. 

B.2.2. OSD dokonuje weryfikacji w przeciągu 10 dni roboczych od daty otrzymania 

informacji o zawartych umowach sprzedaży energii od wszystkich stron umowy 

B.2.2.1. W przypadku pierwszej zmiany, jeśli zaistnieją: 

a) braki formalne w dokonanym zgłoszeniu; 

b) niezgodność otrzymanych informacji o zawartej umowie dokonanych przez 

strony umowy; 

OSD powiadamia strony zgłoszeń umowy sprzedaży energii o braku możliwości 

jej fizycznej realizacji. 

B.2.2.2. W przypadku kolejnej zmiany, jeśli zaistnieją: 

a) braki formalne w dokonanym zgłoszeniu, 

b) niezgodności otrzymanych informacji o zawartej umowie dokonanych przez 

strony umowy, 

c) brak umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej pomiędzy 

danym URD i OSD, 

d) brak umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawartej 

pomiędzy tym sprzedawcą a OSD, 

e) brak umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawartej 

pomiędzy danym OSD, a URB odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe 

sprzedawcy lub URD, 

OSD powiadamia strony zgłoszeń umowy sprzedaży energii o braku możliwości 

jej fizycznej realizacji. 

B.2.3. W przypadku pozytywnej weryfikacji zgłoszeń umów sprzedaży, o której mowa 

w p. B.2.1. OSD przystępuje do skonfigurowania MB JG wskazanego w umowie 

URB poprzez przyporządkowanie do nich MD danego URD w terminie nie 

dłuższym niż 10 dni od daty otrzymania zgłoszeń od wszystkich stron umowy. 

B.2.4. W przypadku zakończenia konfiguracji, o której mowa w p. B.2.3. ze skutkiem 

negatywnym, OSD powiadamia strony umowy o braku możliwości realizacji 

zgłoszonych umów sprzedaży z podaniem przyczyny. 

B.2.5. OSD dokonuje ponownej weryfikacji skorygowanych zgłoszeń umów, o których 

mowa w p. B.2.2.1 i B.2.2.2 w terminie określonym w p. B.2.2 

- 15 -


C. ZASADY WYZNACZANIA, PRZEKAZYWANIA I UDOSTĘPNIANIA 

DANYCH POMIAROWYCH 

C.1. WYZNACZANIE I PRZEKAZYWANIE DANYCH POMIAROWYCH DO 

OSP 

C.1.1. Operator systemu dystrybucyjnego na obszarze swojego działania pełni funkcję 

Operatora Pomiarów. 

C.1.2. OSD uczestnicząc w administrowaniu Rynkiem Bilansującym w zakresie obsługi 

Jednostek Grafikowych, na które składają się fizyczne Miejsca Dostarczania 

Energii Rynku Bilansującego (MB) z obszaru zarządzanej przez siebie sieci, 

wyznacza i przekazuje do OSP godzinowe dane pomiarowe określające ilości 

dostaw energii dla MB reprezentujących dostawy energii realizowane w sieci 

dystrybucyjnej, która nie jest objęta obszarem Rynku Bilansującego. 

C.1.3. Dane pomiarowe, o których mowa w p.C.1.2., są przekazywane przez OSD 

poprzez Systemy Wymiany Informacji o Rynku Energii (WIRE), zgodnie 

z zasadami i w terminach określonych w umowie przesyłowej zawartej pomiędzy 

OSD a OSP. 

C.1.4. Zadaniem OSD, w ramach wyznaczania energii rzeczywistej wynikającej 

z fizycznych dostaw energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej nie objętej 

obszarem Rynku Bilansującego, jest: 

a) wyznaczenie rzeczywistej godzinowej ilości dostaw energii w miejscach 

dostarczania (MD) na podstawie uzyskanych danych pomiarowych 

C.1.5. 

z fizycznych punktów pomiarowych, 

b) wyznaczenie rzeczywistej ilości dostaw energii dla MB na podstawie 

rzeczywistej godzinowej ilości dostaw energii dla MD, określonej zgodnie 

z powyższym p. a) oraz algorytmów agregacji. 

OSD wyznacza ilość energii, o której mowa w p.C.1.4., w podziale na ilość 

energii pobraną z sieci i oddaną do sieci dystrybucyjnej przez wszystkich URD 

dla których bilansowanie handlowe prowadzi dany URB i którzy są 

przyporządkowani do danego MB reprezentującego dostawy energii w sieci 

dystrybucyjnej nie objętej obszarem RB. 

Ilość dostaw energii elektrycznej w miejscach dostarczenia poszczególnych URD 

jest wyznaczana jako: 

a) rzeczywista - na podstawie odczytu ilości energii elektrycznej zmierzonej 

przez urządzenia pomiarowe, lub 

b) szacunkowa, w przypadku niemożności odczytu zdalnego - na podstawie 

średniej arytmetycznej z ostatnich pięciu pomiarów dla danej godziny, albo 

indywidualnej prognozy opartej o dane za poprzedni okres lub na podstawie 

standardowych profili zużycia (dotyczy URD, którym został 

przyporządkowany standardowy profil zużycia, o którym mowa w p. H). 

Przyjęte ilości energii według zasady określonej w p. b) zostają zastąpione 

rzeczywistymi danymi pomiarowymi pozyskanymi z układów pomiarowych 

- 16 -


C.1.6. 

niezwłocznie po ich odczytaniu i zgłoszeniu do OSP w trybie i na zasadach 

określonych w IRiESP. 

OSD pozyskuje dane pomiarowe i wyznacza rzeczywiste ilości dostaw energii 

elektrycznej zgodnie z zapisami p. C.1.4. i C.1.5. poprzez Lokalny System 

Pomiarowo-Rozliczeniowy (LSPR). Przekazywanie danych pomiarowych do 

OSP, określających ilości dostaw energii szacunkowych lub rzeczywistych dla 

MB reprezentujących dostawy energii realizowane w sieci dystrybucyjnej, jest 

dokonywane w cyklu dobowym. Zakres i tryb przekazywania danych 

pomiarowych rzeczywistych pozyskiwanych przez OSP z LSPR jest określony 

w umowie przesyłowej zawartej pomiędzy OSP a OSD. 

C.1.7. Przekazywanie danych pomiarowych pomiędzy OSP i OSD jest realizowane 

poprzez system WIRE w MWh z dokładnością do 1 kWh, przy czym: 

a) dane pomiarowe są rejestrowane w LSPR z dokładnością do 1 kWh, 

b) dane pomiarowe są przetwarzane z maksymalną możliwą dokładnością 

wynikającą z własności systemów informatycznych LSPR, 

c) wyniki obliczeń są rejestrowane w LSPR z dokładnością do 1 kWh, 

a ewentualne zaokrąglenia są dokonywane zgodnie z ogólnymi zasadami 

zaokrągleń. 

C.1.8. OSD w ramach zarządzania konfiguracją MB, przyporządkowuje URD 

przyłączonego do sieci dystrybucyjnej z obszaru swojego działania do MB 

składającego się na JG URB, odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe tego 

URD. Oznacza to jednocześnie, wyłączenie tego URD z obszaru 

C.1.9. 

odpowiedzialności za bilansowanie handlowe Odbiorcy sieciowego URBSD oraz 

modyfikację MB, wchodzącego w skład JG Odbiorcy sieciowego (URBSD), 

poprzez uwzględnianie odpowiednich MB z przeciwnym znakiem przy 

wyznaczaniu energii rzeczywistej (ER) dla JG URB i JG Odbiorcy sieciowego 

(URBSD). 

Analogicznie jak w p.C.1.8. OSD postępuje w przypadku, gdy podmiotem 

odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe URD staje się inny URB lub URB 

typu Odbiorca sieciowy, niezależnie od zaistniałych przyczyn. 

C.2. UDOSTĘPNIANIE DANYCH POMIAROWYCH 

C.2.1. OSD pełniąc funkcję Operatora Pomiarów, jest odpowiedzialny za eksploatację 

i rozwój Lokalnego Systemu Pomiarowo-Rozliczeniowego służącego 

pozyskiwaniu, przetwarzaniu oraz zarządzaniu danymi pomiarowymi. 

C.2.2. W ramach swoich działań, OSD udostępnia dane pomiarowe użytkowników 

systemu, którzy spełniają łącznie następujące warunki: 

a) są przyłączeni do sieci dystrybucyjnej nie objętej obszarem Rynku 

Bilansującego, 

b) są uprawnieni do wyboru sprzedawcy, 

c) wskazali Odbiorcę sieciowego (URBSD) lub innego URB odpowiedzialnego za 

bilansowanie handlowe na Rynku Bilansującym. 

- 17 -


C.2.3. OSD udostępnia dane pomiarowe o których mowa w p.C.2.2. następującym 

podmiotom: 

a) Uczestnikom Rynku Detalicznego przyłączonym do sieci dystrybucyjnej OSD, 

zgodnie z zapisami umowy o świadczenie usług dystrybucji energii 

elektrycznej, 

b) Sprzedawcom którzy mają zawartą umowę sprzedaży energii elektrycznej 

z Uczestnikiem Rynku Detalicznego, 

c) Uczestnikowi Rynku Bilansującego odpowiedzialnemu za bilansowanie 

handlowe URD na Rynku Bilansującym, którego URD umocował do działania 

w jego imieniu i na jego rzecz w umowie o świadczenie usług dystrybucji 

zawartej z OSD. 

C.2.4. Udostępnianie danych pomiarowych podmiotom wyszczególnionym w p.C.2.3.b) 

oraz p.C.2.3.c) odbywa się na podstawie zgody URD wyrażonej w umowie o 

świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawartej pomiędzy OSD a 

URD. 

C.2.5. OSD udostępnia dane pomiarowe którymi zarządza i pozyskuje za pomocą LSPR, 

podmiotom wyszczególnionym w p.C.2.3., poprzez zasoby informatyczne OSD, 

zgodnie z zapisami umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej . 

C.2.6. OSD wyznacza energię dla URD w cyklach miesięcznych i udostępnia godzinowe 

dane pomiarowe stanowiące podstawę do rozliczeń, do piątej doby kolejnego 

miesiąca za miesiąc poprzedni. 

W przypadku braku danych stanowiących podstawę do rozliczeń, OSD 

udostępnia godzinowe dane pomiarowe niezwłocznie po ich uzyskaniu. 

C.2.7. URD oraz URB mają prawo wnosić do OSD wniosek o dokonanie korekty 

danych pomiarowych w okresie 3 miesięcy następujących po dobie, której korekta 

dotyczy. 

C.2.8. Do określenia ilości energii elektrycznej wprowadzanej do sieci, pobieranej lub 

przesyłanej wykorzystuje się w pierwszej kolejności podstawowe układy 

pomiarowo-rozliczeniowe. W przypadku ich awarii lub wadliwego działania 

w następnej kolejności wykorzystywane są rezerwowe układy pomiaroworozliczeniowe. 

C.2.9. W przypadku awarii lub wadliwego działania układów pomiaroworozliczeniowych 

o których mowa w p.C.2.8. ilość energii elektrycznej 

wprowadzanej do sieci, pobieranej lub przesyłanej określa się w każdej godzinie 

doby lub miesięcy w następujący sposób: 

a) na podstawie współczynników korekcji właściwych dla stwierdzonej 

nieprawidłowości lub awarii (o ile jest możliwe ich określenie), 

b) jako średnią arytmetyczną ilości energii elektrycznej z odpowiednich godzin 

dni ostatniego miesiąca, 

c) w przypadku, gdy podmiot nie uczestniczył w procesie rozliczeń przez okres 

ostatniego miesiąca, ilość energii wyznacza się jako średnią arytmetyczną 

ilości energii elektrycznej w odpowiedniej godzinie i dniu miesiąca, w którym 

podmiot uczestniczył, 

d) w przypadku, gdy podmiot nie uczestniczył w procesie rozliczeń, ilość energii 

- 18 -


C.2.10. 

jest wyznaczana przez OSD. 

W przypadku braku danych pomiarowych, spowodowanych zakłóceniem 

w procesie zdalnego pozyskiwania danych z układów pomiarowo- 

C.2.11. 

rozliczeniowych, OSD przekazuje do OSP godzinowe dane pomiarowe 

z odpowiedniego dnia tygodnia poprzedzającego wystąpienie zakłócenia. 

Algorytm postępowania związany z odczytem liczników przez OSD dla 

odbiorców kategorii A1, A2, B jest następujący: 

1. Liczniki wyposażone w układy z godzinową rejestracją danych z transmisją 

„on-line” odczytywane w każdej godzinie doby. 


„off-line” odczytywane w każdym dniu po zakończeniu doby. 

C.2.12. Algorytm postępowania związany z odczytem liczników przez OSD dla 

odbiorców kategorii C1 i C2 jest następujący: 


„off-line” odczytywane są w każdym dniu po zakończeniu doby. 

2. Liczniki wyposażone w układy z godzinową rejestracją danych bez transmisji 

odczytywane są co najmniej raz na dwa miesiące. 

C.2.13. Dane pomiarowe odczytane z liczników z transmisją danych, udostępniane są 

podmiotom wyszczególnionym w p C.2.3 za pomocą systemów informatycznych 

OSD, w dobie n+1 za dobę n na podstawie zapisów umowy o świadczenie usług 

dystrybucji energii elektrycznej. Dane te nie stanowią podstawy do rozliczeń. 

W przypadku braku transmisji danych, OSD udostępnia godzinowe dane 

pomiarowe niezwłocznie po ich uzyskaniu. 

- 19 -


C.3. WYMAGANIA TECHNICZNE DLA UKŁADÓW I SYSTEMÓW 

POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH 

C.3.1. Wymagania ogólne 

Wymagania techniczne dla układów pomiarowo – rozliczeniowych oraz układów 

pomiarowo-kontrolnych, zwanych dalej wspólnie również układami pomiarowymi, 

określone w niniejszej Instrukcji obowiązują z dniem jej wejścia w życie w 

przypadkach: 

- układów pomiarowych nowobudowanych i modernizowanych, 

- układów pomiarowych zainstalowanych u URD będących wytwórcami lub 

odbiorcami, którzy po wejściu w życie Instrukcji skorzystają z prawa 

wyboru sprzedawcy. 

Dla układów pomiarowych zainstalowanych u podmiotów przyłączonych do sieci 

OSD w dniu wejścia w życie niniejszej Instrukcji, ustala się okres przejściowy na 

dostosowanie do wymagań określonych w punktach od C.3.1.1. do C.3.1.14. w 

terminie do: 

- 31.12.2010r. dla układów pomiarowych kategorii A i B 

C.3.1.1. 

- 31.12.2012r. dla układów pomiarowych kategorii C lub do daty upływu 

ważności cech legalizacyjnych dla tych układów pomiarowych. 

Obowiązek dostosowania układów pomiarowych spoczywa na ich właścicielu. 

a) Urządzenia wchodzące w skład każdego układu pomiarowego muszą spełniać 

wymagania prawa, w szczególności powinny posiadać: zatwierdzenie typu, 

legalizację oraz powinny być zgodne z odpowiednimi normami. W przypadku 

urządzeń, dla których nie jest wymagana legalizacja, muszą one posiadać 

odpowiednie świadectwo potwierdzające poprawność pomiaru (świadectwo 

wzorcowania). Okres pomiędzy kolejnymi wzorcowaniami tych urządzeń nie 

może przekraczać okresu legalizacji licznika energii czynnej zainstalowanego 

w tym samym układzie pomiarowym. 

b) Protokoły transmisji danych pomiarowych z liczników elektronicznych 

i rejestratorów energii elektrycznej powinny być ogólnie dostępne, a format 

danych udostępnianych na wyjściach układów pomiarowych zgodny 

z wymaganiami określonymi przez OSD. Powinien być możliwy odczyt 

rejestrów diagnostycznych licznika. 

Przekładniki prądowe i napięciowe podlegają sprawdzeniu przed zainstalowaniem 

w zakresie zgodności oznaczeń dotyczących danych znamionowych przekładnika 

ze stanem faktycznym. Właściciel przekładników dostarcza świadectwo legalizacji 

przekładnika lub jego badań kontrolnych do OSD. 

C.3.1.2. Układy pomiarowe półpośrednie i pośrednie muszą być wyposażone 

w przekładniki pomiarowe w każdej z trzech faz oraz w liczniki trójsystemowe. 

C.3.1.3. Układy pomiarowe muszą być zainstalowane: 

a) w przypadku wytwórców – po stronie górnego napięcia transformatorów 

blokowych i transformatorów potrzeb ogólnych, 

b) w przypadku odbiorców – na napięciu sieci, do której dany odbiorca jest 

przyłączony, 

c) w przypadku wytwórców posiadających odnawialne źródła energii dodatkowo 

na zaciskach generatora w celu potwierdzenia ilości energii dla potrzeb 

- 20 -


C.3.1.4. 

wydawania świadectw pochodzenia, 

d) za zgodą OSD dopuszcza się instalację układów pomiarowych po stronie 

niskiego napięcia transformatora dla odbiorców III grupy przyłączeniowej 

o mocy znamionowej transformatora do 400 kVA włącznie. 

Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej, będące Uczestnikami Rynku 

Bilansującego instalują dla celów kontrolnych, bilansowych i rozliczeniowych, 

układy pomiarowe energii elektrycznej zgodnie z wymaganiami określonymi przez 

operatora systemu przesyłowego w IRiESP. 

C.3.1.5. OSD wraz z operatorem systemu przesyłowego uzgadniają wspólne protokoły 

pobierania oraz przetwarzania danych pomiarowych z LSPR, dla potrzeb transmisji 

danych do operatora systemu przesyłowego i ich zabezpieczenia przed utratą 

danych. 

C.3.1.6. Operatorzy systemów dystrybucyjnych uzgadniają wspólny protokół transmisji 

danych pomiarowych pomiędzy sobą oraz określają standard protokołu transmisji 

obowiązujący podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej, posiadające układy 

pomiarowe umożliwiające zdalny odczyt danych pomiarowych. Systemy zdalnego 

pomiaru energii elektrycznej operatora systemu dystrybucyjnego, właściwe dla 

kategorii i rodzaju pomiaru, powinny zapewniać akwizycję danych przez: 

a) bezpośrednie pozyskiwanie danych poprzez łącza komunikacyjne, 

b) pozyskiwanie danych ze wskazanych serwerów ftp, stron www. 

Protokoły transmisji danych z liczników energii elektrycznej i koncentratorów 

powinny być udostępnione operatorowi systemu dystrybucyjnego, a format danych 

udostępnianych na wyjściach tych urządzeń powinien być zgodny z wymaganiami 

określonymi przez OSD dla tych systemów. 

C.3.1.7. Rozwiązania techniczne poszczególnych układów pomiarowych dzieli się na 

9 kategorii: 

a) kat. A1 - układy pomiarowe na napięciu przyłączenia podmiotu 110 kV 

i wyższym, dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej 

urządzenia, instalacji lub sieci 30 MVA i wyższej, 

b) kat. A2 - układy pomiarowe na napięciu przyłączenia podmiotu 110 kV 


urządzenia, instalacji lub sieci zawartej w przedziale od 1 MVA do 30 MVA, 

c) kat. A3 - układy pomiarowe na napięciu przyłączenia podmiotu 110 kV 


urządzenia, instalacji lub sieci mniejszej niż 1 MVA, 

d) kat. B1 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów 

przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV, o mocy 

pobieranej nie mniejszej niż 30 MW lub rocznym zużyciu energii elektrycznej 

nie mniejszym niż 200 GWh, 

e) kat. B2 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci 

podmiotów przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 

kV, o mocy pobieranej nie mniejszej niż 5 MW i nie większej niż 30 MW 

(wyłącznie) lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 30 

GWh i nie większym niż 200 GWh (wyłącznie), 

f) kat. B3 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów 


- 21 -


C.3.1.8. 

pobieranej nie mniejszej niż 800 kW i nie większej niż 5 MW (wyłącznie) lub 

rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 4 GWh i nie 

większym niż 30 GWh (wyłącznie), 

g) kat. B4 układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów 


pobieranej nie większej niż 800 kW lub rocznym zużyciu energii elektrycznej 

nie większym niż 4 GWh, 

h) kat. C1 - układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie 

wyższym niż 1 kV, o mocy pobieranej mniejszej niż 40 kW lub rocznym 

zużyciu energii elektrycznej mniejszym niż 200 MWh, 

i) kat. C2 - układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie 

wyższym niż 1 kV, o mocy pobieranej nie mniejszej niż 40 kW lub rocznym 

zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 200 MWh. 

Liczniki energii elektrycznej powinny posiadać, co najmniej klasę dokładności 

odpowiednią dla kategorii pomiaru oraz umożliwiać: 

a) dwukierunkowy pomiar energii czynnej oraz biernej dla wytwórców 

i odbiorców posiadających źródła wytwórcze oraz dla odbiorców 

C.3.1.9. 

posiadających więcej niż jedno miejsce dostraczania mierzony w czterech 

kwadrantach z rejestracją profili obciążenia, 

b) jednokierunkowy pomiar energii czynnej i dwukierunkowy pomiar energii 

biernej z rejestracją profili obciążenia dla odbiorców z jednym miejscem 

przyłączenia do sieci OSDo mocy przyłączeniowej większej niż 40 kW, nie 

posiadających źródeł wytwórczych, 

c) jednokierunkowy pomiar energii czynnej, a w uzasadnionych przypadkach 

pomiar energii biernej – dotyczy tylko układów pomiarowo-rozliczeniowych 

odbiorców zaliczonych do kategorii C1, 

d) jednokierunkowy pomiar energii czynnej – dla pomiaru na zaciskach 

generatora w celu potwierdzania ilości wytworzonej energii dla potrzeb 

wydawania świadectw pochodzenia. 

Dla układów pomiarowych energii elektrycznej poszczególnych kategorii 

wymagane jest: 

a) dla kategorii: A1 i A2 – stosowanie dwóch równoważnych układów 

pomiarowych – układu pomiarowo-rozliczeniowego podstawowego i układu 

pomiarowo-rozliczeniowego rezerwowego, 

b) dla kategorii: B1 i B2 – stosowanie dwóch układów pomiarowych – układu 

pomiarowo-rozliczeniowego i układu pomiarowo-kontrolnego, 

Dla pozostałych kategorii dopuszcza się stosowanie układów pomiarowokontrolnych, 

przy czym mogą być one przyłączone do uzwojenia przekładników 

układu pomiarowo-rozliczeniowego. 

C.3.1.10. Miejsce zainstalowania układu pomiarowego określa OSD w warunkach 

przyłączenia lub jest określone w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii 

elektrycznej lub umowie kompleksowej. 

C.3.1.11. Przekładniki prądowe powinny być tak dobrane, aby: 

a) prąd pierwotny wynikający z mocy umownej mieścił się w granicach 20-120% 

- 22 -


ich prądu znamionowego. 

b) obciążenie strony wtórnej zawierało się miedzy 25%, a 100% wartości 

nominalnej mocy uzwojeń/rdzeni przekładników. W przypadku wystąpienia 

konieczności dociążenia rdzenia pomiarowego jako dociążenie należy zastosować 

atestowane rezystory instalowane w obudowach przystosowanych do 

plombowania. 

C.3.1.12. Do uzwojenia wtórnego przekładników prądowych w układach pomiarowych nie 

można przyłączać innych przyrządów poza licznikami energii elektrycznej oraz 

w uzasadnionych przypadkach rezystorów dociążających. 

C.3.1.13. Współczynnik bezpieczeństwa przyrządu (FS) dla przekładników prądowych 

w układach pomiarowych powinien być ≤5. 

C.3.1.14. Wszystkie elementy członu zasilającego oraz osłony i urządzenia wchodzące 

w skład układu pomiarowego energii elektrycznej muszą być przystosowane do 

plombowania. 

C.3.1.15 W przypadku zmian mocy umownej lub ilości pobieranej energii elektrycznej 

powodujących zmianę kwalifikacji układu pomiarowego do kategorii określonej 

w pkt C.3.1.7, dostosowanie układu do wymagań nowej kategorii spoczywa na 

właścicielu układu pomiarowego. 

C.3.1.16 W przypadku zmiany charakteru odbioru OSD może nakazać wprowadzenie zmian 

w istniejącym układzie pomiarowo-rozliczeniowym (np. pomiar energii biernej lub 

strat). 

C.3.1.17. Wszelkie stwierdzone nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowego lub jego 

elementu winny być niezwłocznie wzajemnie zgłaszane przez Strony umowy 

o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej. 

C.3.1.18. W przypadku podejrzenia nieprawidłowości działania układu pomiarowego lub 

jego elementu każda ze Stron umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy 

kompleksowej ma prawo żądać laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości 

działania układu pomiarowego lub jego elementu. 

C.3.1.19. W przypadku zgłoszenia żądania laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości 

działania układu pomiarowego lub jego elementu, właściciel układu pomiarowego 

demontuje wskazany element układu pomiarowego na swój koszt i swoim 

staraniem w obecności przedstawiciela drugiej Strony umowy o świadczenie usług 

dystrybucji lub umowy kompleksowej w terminie do 7-miu dni od dnia zgłoszenia 

żądania. 

C.3.1.20. OSD przekazuje zdemontowany element układu pomiarowego do laboratoryjnego 

sprawdzenia prawidłowości działania w terminie 14-stu dni od dnia zgłoszenia 

żądania. Jeżeli właścicielem układu pomiarowego jest podmiot inny niż OSD, to 

podmiot ten ma obowiązek przekazać OSD zdemontowany element układu 

pomiarowego bezpośrednio po jego demontażu. 

C.3.1.21. Jeżeli laboratoryjne sprawdzenie nie wykaże błędów w działaniu zdemontowanego 

elementu układu pomiarowego, to podmiot wnioskujący o sprawdzenie ponosi 

koszty sprawdzenia. 

C.3.1.22. OSD przekazuje odbiorcy/wytwórcy kopię wyniku laboratoryjnego sprawdzenia 

- 23 -


niezwłocznie po jego otrzymaniu. 

C.3.1.23. Jeżeli właścicielem układu pomiarowego nie jest OSD, OSD zwraca 

C.3.1.24. 

zdemontowany element układu pomiarowego właścicielowi w terminie do 60-go 

dnia od dnia jego otrzymania od podmiotu wykonującego laboratoryjne 

sprawdzenie prawidłowości jego działania, o ile żadna ze Stron nie wystąpi 

z wnioskiem, o którym mowa w pkt C.3.1.24. 

W ciągu 30-stu dni od dnia otrzymania kopii wyniku badania laboratoryjnego 

każda ze Stron umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej 

może zlecić wykonanie dodatkowej ekspertyzy badanego uprzednio 

zdemontowanego elementu układu pomiarowego. OSD ma obowiązek umożliwić 

przeprowadzenie takiej ekspertyzy. 

C.3.1.25. Koszt ekspertyzy, o której mowa w pkt C.3.1.24. pokrywa podmiot, który 

wnioskuje o jej przeprowadzenie. 

C.3.1.26. Na czas niesprawności elementu układu pomiarowego właściciel układu 

pomiarowego zapewni zastępczy element układu pomiarowego, który będzie 

spełniał wymagania techniczne określone w niniejszej Instrukcji. W uzasadnionych 

przypadkach, na okres trwania niesprawności elementu układu pomiarowego, OSD 

może odpłatnie użyczyć zastępczy element układu pomiarowego, który będzie 

spełniał wymagania techniczne określone w niniejszej instrukcji. 

C.3.1.27. W przypadku stwierdzenia nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowego, 

z wyłączeniem nielegalnego poboru energii elektrycznej, właściciel układu 

pomiarowego zwraca koszty, o których mowa w pkt C.3.1.21. i C.3.1.25., a OSD 

dokonuje korekty dostarczonej/odebranej energii elektrycznej, na podstawie której 

dokonywane są korekty rozliczeń pomiędzy podmiotami prowadzącymi rozliczenia 

tego podmiotu, o ile do rozliczeń nie można było wykorzystać wskazań innego 

układu pomiarowego. 

C.3.1.28 W przypadku stwierdzenia prawidłowości w działaniu układu pomiarowego energii 

elektrycznej, strona wnioskująca o sprawdzenie układu pomiarowego pokrywa 

uzasadnione koszty związane z demontażem, montażem i wypożyczeniem 

zastępczego elementu układu pomiarowego. 

C.3.1.29. W przypadku wymiany układu pomiarowego lub jego elementu w trakcie 

dostarczania energii elektrycznej, a także po zakończeniu jej dostarczania, OSD 

wydaje odbiorcy/wytwórcy dokument zawierający dane identyfikujące układ 

pomiarowy i stan wskazań licznika w chwili demontażu. 

C.3.2. Wymagania dla układów pomiarowych kat. A. 

C.3.2.1 Układy pomiarowo - rozliczeniowe kategorii A1 powinny spełniać następujące 

wymagania: 

a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć 

dwa rdzenie i dwa uzwojenia pomiarowe o klasie dokładności nie gorszej niż 

0,2 służące do pomiaru energii elektrycznej; 

b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowych powinny mieć klasę 

dokładności nie gorszą niż 0,2 dla energii czynnej i 1 dla energii biernej; 

e) liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać współpracę z systemami 

automatycznej rejestracji danych. 

- 24 -



wymagania: 


klasę dokładności nie gorszą niż 0,5; 


dokładności nie gorszą niż 0,5 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej; 

c) liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać współpracę z systemami 



wymagania: 


klasę dokładności nie gorszą niż 0,5; 


dokładności nie gorszą niż 1 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej; 

c) liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać współpracę z systemami 


C.3.2.4. Dla układów pomiarowych kategorii A1 i A2 wymaga się stosowania 

równoważnych układów pomiarowych: pomiarowo - rozliczeniowego 

C.3.2.5 

podstawowego i pomiarowo - rozliczeniowego rezerwowego, przy czym: 

a) w układach pomiarowych kategorii A1 zasilanie układu podstawowego 

i rezerwowego odbywa się z oddzielnych rdzeni/uzwojeń przekładników 

zainstalowanych w tym samym miejscu oraz oba układy spełniają wymagania 

określone w punkcie C.3.2.1., 

b) w układach pomiarowych kategorii A2 spełnione są wymagania określone 

w punkcie C.3.2.2. 

Ponadto układy pomiarowe kategorii A1, A2, A3 powinny: 

a) posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę 

oraz układy potrzymania zasilania źródłami zewnętrznymi, 

b) umożliwiać automatyczne zamykanie okresu rozliczeniowego, rejestrację 

i przechowywanie w pamięci pomiarów mocy czynnej 15 minutowej przez 

co najmniej 63 dni, 

c) umożliwiać półautomatyczny odczyt lokalny w przypadku awarii łączy 

transmisyjnych lub w celach kontrolnych. 

C.3.2.6. Transmisja danych z układów pomiarowo - rozliczeniowych kategorii A1, A2, i A3 

powinna być realizowana automatycznie – „on line” za pośrednictwem wyjść 

cyfrowych liczników energii elektrycznej. 

C.3.2.7. Kanały telekomunikacyjne do realizacji transmisji danych powinny posiadać pełną, 

fizycznie niezależną rezerwację łączy telekomunikacyjnych, a wymagania co do 

szybkości i jakości transmisji określa OSD. Kanały te zapewnia właściciel układu 

pomiarowego. 

C.3.3. Wymagania dla układów pomiarowych kat. B. 

C.3.3.1 Dla układów pomiarowych kategorii B1, o których mowa w p. C.3.1.7 powinny 

być spełnione następujące wymagania: 

a) konieczne jest stosowanie dwóch układów pomiarowych – układu pomiarowo - 

rozliczeniowego i układ pomiarowo - kontrolnego, zasilanych z oddzielnych 

przekładników prądowych i napięciowych, przy czym dopuszcza się 

- 25 -


stosowanie przekładników z dwoma uzwojeniami pomiarowymi na jednym 

rdzeniu, 

b) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć 

rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 0,5 

(zalecana klasa 0,2) służące do pomiaru energii czynnej, 

c) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo - rozliczeniowych powinny 

mieć klasę nie gorszą niż 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niż 1 dla energii 

biernej, 

d) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo - kontrolnych powinny 

mieć klasę dokładności nie gorszą niż 1 dla energii czynnej i nie gorszą niż 2 

dla energii biernej, 

e) układy pomiarowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie w w 

pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez 

co najmniej 63 dni i automatycznie zamykać okres rozliczeniowy, 

f) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu 

rzeczywistego co najmniej raz na dobę oraz podtrzymanie zasilania źródłami 

zewnętrznymi, 

g) układy pomiarowe powinny umożliwiać transmisję danych co najmniej 4 razy 

na dobę, 

h) dla układu pomiarowo - rozliczeniowego (podstawowego) wymagana jest 

rezerwowa droga transmisji danych pomiarowych, przy czym dopuszcza się 

wykorzystanie urządzeń teleinformatycznych odbiorcy (np. poprzez 

wystawianie danych na serwer ftp lub za pomocą poczty elektronicznej), 

i) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku 

awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.63 dni). 

C.3.3.2 Dla układów pomiarowych kategorii B2, powinny być spełnione następujące 

wymagania: 

a) konieczne jest stosowanie dwóch układów pomiarowych – układu pomiarowo - 

rozliczeniowego i układ pomiarowo – kontrolnego; układy mogą być zasilane 

z jednego uzwojenia przekładnika, 

b) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć 



c) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo - rozliczeniowych powinny 


biernej 

d) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo - kontrolnych powinny 

mieć klasę nie gorszą niż 1 dla energii czynnej i nie gorszą niż 2 dla energii 

biernej, 

e) układy pomiarowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie 

w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez 


f) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu 

rzeczywistego co najmniej raz na dobę oraz potrzymanie zasilania ze źródeł 

zewnętrznych, 

g) układy pomiarowo - rozliczeniowe powinny umożliwiać transmisję danych 

pomiarowych co najmniej raz na dobę, przy czym nie jest wymagana 

transmisja danych o pobieranej mocy i energii biernej, 

- 26 -


h) powinien być możliwy lokalny, pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku 

awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych. 

C.3.3.3 Dla układów pomiarowych kategorii B3, powinny być spełnione następujące 

wymagania: 




b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo - rozliczeniowych powinny 


biernej, 

c) układy pomiarowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie 



d) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu 

C.3.3.4 

rzeczywistego co najmniej raz na dobę oraz potrzymanie zasilania ze źródeł 

zewnętrznych, 

e) układy pomiarowo - rozliczeniowe powinny umożliwiać transmisję danych 



f) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku 


Dla układów pomiarowych kategorii B4, powinny być spełnione następujące 

wymagania: 



służące do pomiaru energii czynnej, 



biernej, 




d) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu 

rzeczywistego co najmniej raz na dobę, 

e) układy pomiarowo - rozliczeniowe powinny umożliwiać transmisję danych 



f) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku 


C.3.4. Wymagania dla układów pomiarowych kat. C. 

C.3.4.1. Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C1, o których mowa w p. C.3.1.7 

są następujące: 

a) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo - rozliczeniowych 

powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż 2 dla energii czynnej; 

b) OSD może zadecydować o konieczności: 

- 27 -


• realizowania przez układ pomiarowy rejestracji i przechowywania 


co najmniej 63 dni, 

• realizowania przez układ pomiarowy transmisji danych pomiarowych. 

C.3.4.2. Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C2, o których mowa w p. C.3.1.7 

są następujące: 



służące do pomiaru energii czynnej, 



biernej, 


w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez co 

najmniej 63 dni i automatycznie zamykać okres rozliczeniowy, 

d) układy pomiarowo - rozliczeniowe powinny umożliwiać transmisję danych 

pomiarowych co najmniej raz na miesiąc, przy czym nie jest wymagana 


e) powinien być możliwy lokalny odczyt układu pomiarowego w przypadku 


D. ZASADY USTANAWIANIA I ZMIANY PODMIOTÓW 

ODPOWIEDZIALNYCH ZA BILANSOWANIE HANDLOWE URD 

D.1. Odbiorca sieciowy (URBSD) działający na obszarze OSD, do którego sieci 

jest przyłączony Uczestnik Rynku Detalicznego (URD) jest odpowiedzialny za 

bilansowanie handlowe URD na Rynku Bilansującym (RB) w ramach swojej 

Jednostki Grafikowej (JG), chyba że dany URD wskaże bezpośrednio lub 

pośrednio innego Uczestnika Rynku Bilansującego (URB) odpowiedzialnego za 

jego bilansowanie handlowe na RB. URD może wskazać URB bezpośrednio, 

niezależnie od sprzedawcy lub pośrednio w umowie sprzedaży energii 

elektrycznej ze sprzedawcą. URD i wskazany przez niego URB są zobowiązani 

do dopełnienia procedur i warunków zawartych w niniejszej Instrukcji oraz do 

powiadomienia OSD w formie pisemnej o ww. działaniach. 

D.2. URD ma prawo wskazać OSD Uczestnika Rynku Bilansującego (URB) innego 

niż Odbiorca sieciowy (URBSD) działający na obszarze OSD, który to URB 

w ramach swojej Jednostki Grafikowej (JG), będzie odpowiedzialny za 

bilansowanie handlowe URD na Rynku Bilansującym (RB). 

D.3. Warunkiem do dokonania zmiany podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie 

handlowe URD są odpowiednie zapisy w umowach pomiędzy: 

1) URD i: 

a) OSD, 

b) Odbiorcą sieciowym (URBSD) lub URB przekazującym 

odpowiedzialność za bilansowanie handlowe URD, 

c) URB przejmującym odpowiedzialność za bilansowanie handlowe 

- 28 -


URD, 

oraz 

2) OSP i: 

a) Odbiorcą sieciowym (URBSD) lub URB przekazującym 

odpowiedzialność za bilansowanie handlowe URD, 

b) URB przejmującym odpowiedzialność za bilansowanie handlowe 

URD, 

c) OSD, 

D.4. 

oraz 

3) OSD i URB przekazującym oraz przejmującym odpowiedzialność za 

bilansowanie handlowe URD. 

URD, Odbiorca sieciowy (URBSD) lub URB przekazujący odpowiedzialność za 

bilansowanie handlowe URD oraz URB przejmujący tą odpowiedzialność są 

zobowiązani do powiadomienia OSD w formie pisemnej o realizacji zapisów 

w odpowiednich umowach o których mowa w p. D.3, na co najmniej 14 dni przed 

wejściem ich w życie. 

D.5. Zmiana w przyporządkowaniu danego URD do podmiotu odpowiedzialnego za 

jego bilansowanie handlowe może wejść w życie od początku nowego okresu 

rozliczeniowego obowiązującego na RB, po uwzględnieniu zapisów umowy 

o której mowa w p.D.3.2c) i zapisów zawartych w p.B.2.3. oraz p.B.2.4. 

D.6. W przypadku: 

a) jednoczesnego zaprzestania działalności na RB przez URB odpowiedzialnego 

za bilansowanie handlowe URD oraz sprzedawcę energii do URD, lub 

b) zaprzestania działalności przez URB odpowiedzialnego za bilansowanie 

handlowe URD, skutkującego brakiem możliwości realizacji na RB 

zawartych przez sprzedawcę energii do URD umów sprzedaży, 

OSP ma obowiązek skutecznego poinformowania OSD oraz URB 

odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe URD z wyprzedzeniem co najmniej 

30 dniowym o dacie zaprzestania działalności na RB przez URB. OSD 

niezwłocznie po uzyskaniu ww. informacji powiadamia URD o obowiązku 

wskazania nowego URB, który przejmie odpowiedzialność za jego bilansowanie 

handlowe w trybie zgodnym z zapisami IRiESR-Bilansowanie. Wskazanie to oraz 

potwierdzenie przez wskazanego URB przejęcia odpowiedzialności za 

bilansowanie URD musi nastąpić przed ww. terminem planowanego zaprzestania 

działalności na RB przez dotychczasowego URB 

D.7. Jeżeli w okresie określonym w p. D.6. URD nie wskaże zgodnie z IRiESR- 

Bilansowanie nowego podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe, 

wówczas od dnia zaprzestania działalności na RB przez dotychczasowego URB, 

URBSD staje się odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe URD na podstawie 

p. A.4.3.2.1. p 

- 29 -


D.8. W przypadku, gdy URB wskazany przez URD, jako odpowiedzialny za jego 

bilansowanie handlowe, zaprzestanie działalności na Rynku Bilansującym, 

odpowiedzialność za bilansowanie handlowe URD przechodzi na nowego URB z 

którym ten URD zawarł odpowiednią umowę bilansowania handlowego pod 

warunkiem zawarcia umów lub uwzględnieniem postanowień umów o których 

mowa w p.D.3. 

D.9 URB odpowiedzialny za bilansowanie URD jest zobowiązany do 

D.10. 

natychmiastowego skutecznego poinformowania URD i jego Sprzedawców o 

zaprzestaniu działalności na Rynku Bilansującym. 

Jeżeli zgodnie z p.D.8. odpowiedzialność za bilansowanie handlowe danego URD 

przejęta została przez nowego URB, a dany URD nie posiada zawartych umów 

sprzedaży energii, do czasu ich zawarcia i zgłoszenia, sprzedaż i zakup energii 

elektrycznej przez URB na rzecz URD realizowana jest na zasadach określonych 

w umowie zawartej pomiędzy URD i nowym URB. 

E. ZASADY UDZIELANIA INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW 

E.1. OSD udziela informacji użytkownikom systemu oraz potencjalnym 

E.2. 

użytkownikom w zakresie przyłączania do sieci oraz świadczonych usług 

dystrybucyjnych, a w szczególności odbiorcom na temat zasad i procedury 

zmiany sprzedawcy. 

Informacje ogólne udostępnione są przez OSD: 

a) na stronach internetowych OSD, 

b) w niniejszej IRiESR opublikowanej na stronach internetowych OSD; 

c) poprzez ogłoszenia prasowe, 

d) w siedzibie OSD. 

E.3. Informacje szczegółowe udzielane są na zapytanie odbiorcy złożone pisemnie 

następującymi drogami: 

a) listownie na adres OSD; 

b) pocztą elektroniczną; 

c) faksem; 

lub telefonicznie pod numerami telefonów zamieszczonymi na stronie 

internetowej OSD. 

E.4. OSD informuje odbiorców o warunkach zmiany sprzedawcy, a w szczególności 

o: 

a) uwarunkowaniach formalno-prawnych, 

b) ogólnych zasadach funkcjonowania rynku energii elektrycznej, 

c) procedurach zmiany sprzedawcy, 

d) wymaganych umowach, 

- 30 -


e) obowiązkach podmiotów korzystających z prawa wyboru sprzedawcy, 

f) procedurach zgłaszania i weryfikacji umów sprzedaży energii elektrycznej, 

g) zasadach ustanawiania i zmiany podmiotów odpowiedzialnych za 

E.5. 

bilansowanie handlowe, 

h) warunkach świadczenia usług dystrybucyjnych. 

Odpowiedzi na zapytanie złożone pisemnie w formie listownej lub elektronicznej 

przez odbiorcę OSD udziela w terminie do 14 dni od daty wpłynięcia zapytania 

do OSD. 

F. ZASADY ZMIANY SPRZEDAWCY 

Zasady zmiany sprzedawcy lub przedsiębiorstwa obrotu (zwanych dalej 

„sprzedawcą”) przez odbiorców uprawnionych do korzystania z prawa wyboru 

sprzedawcy zostały opisane w p. F.1. ÷ p. F.5., przy czym dla odbiorców 

zasilanych z sieci niskiego napięcia obowiązują również poniższe szczegółowe 

zasady: 

a) ilość zmian sprzedawcy przez odbiorcę może wynieść do dwóch w ciągu 

kolejnych 12 miesięcy, 

b) proces zmiany sprzedawcy przez dotychczasowego odbiorcę 

przedsiębiorstwa energetycznego zintegrowanego pionowo (spółki 

dystrybucyjnej) nie może przekroczyć 60 dni od momentu zgłoszenia 

zawarcia umowy sprzedaży przez odbiorcę z podmiotem innym niż 

przedsiębiorstwo zintegrowane pionowo, pod warunkiem spełnienia 

wymagań określonych w p.F.1., 

c) OSD zawiera umowę o świadczenie usług dystrybucji energii 

elektrycznej z odbiorcą przed rozwiązaniem umowy kompleksowej, 

d) zmiana sprzedawcy następuje w dniu, w którym nastąpi rozwiązanie 

umowy kompleksowej i dokonany zostanie odczyt układów pomiaroworozliczeniowych 

oraz nastąpi rozpoczęcie dostarczania energii 

elektrycznej przez nowego sprzedawcę, 

e) odbiorca, który nabył prawo do zmiany sprzedawcy i z tego prawa 

korzysta nie może zawierać umów sprzedaży energii elektrycznej, na ten 

sam okres, z więcej niż jednym sprzedawcą z przeznaczeniem zakupionej 

energii elektrycznej dla jednego miejsca dostarczania, pod rygorem 

nieprzyjęcia kolejnych umów do realizacji, 

f) w przypadku więcej niż jednego miejsca dostarczania, dopuszcza się 

zawarcie przez odbiorcę oddzielnych umów sprzedaży energii 

elektrycznej dla każdego miejsca dostarczania, o ile każde z nich jest 

odpowiednio opomiarowane. 

- 31 -


F.1. ZASADY ZMIANY SPRZEDAWCY PRZEZ DOTYCHCZASOWEGO 

ODBIORCĘ PRZEDSIĘBIORSTWA ENERGETYCZNEGO 

ZINTEGROWANEGO PIONOWO (SPÓŁKI DYSTRYBUCYJNEJ) 

F.1.1. URD składa do OSD wniosek o określenie warunków technicznych w zakresie 

dostosowania układów pomiarowo – rozliczeniowych oraz układów transmisji 

danych pomiarowych. (*) 

F.1.2. OSD w terminie 14 dni roboczych określa warunki, o których mowa w p. F.1.1. 

i przesyła je do URD. (*) 

F.1.3. URD przekazuje do OSD informację o zrealizowaniu warunków technicznych 

w zakresie dostosowania układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz układów 

transmisji danych pomiarowych. (*) 

F.1.4. OSD dokonuje odbioru w zakresie dostosowania układów pomiarowo – 

rozliczeniowych do wydanych warunków technicznych oraz przeprowadza próby 

związane z transmisją danych pomiarowych do LSPR OSD.(*) 

F.1.5. Odbiorca dokonując wyboru sprzedawcy, zawiera z nim umowę sprzedaży 

energii elektrycznej. Umowa ta winna zawierać klauzulę, iż wchodzi w życie z 

dniem skutecznego rozwiązania umowy odbiorcy z przedsiębiorstwem 

F.1.6. 

energetycznym zintegrowanym pionowo (spółką dystrybucyjną) oraz z dniem 

wejścia w życie umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej o 

której mowa w p.F.1.8., nie wcześniej jednak niż w terminie określonym w 

p.F.1.9. 

Warunkiem realizacji umowy sprzedaży o której mowa w p.F.1.5., jest istnienie 

umowy o świadczenie usług dystrybucji energii ze sprzedawcą, o której mowa 

odpowiednio w p.A.4.3.4.1., A.4.3.4.2, A.4.3.4.3 zawartej pomiędzy wybranym 

przez odbiorcę sprzedawcą a OSD, a także umowy o świadczenie usług 

dystrybucji energii elektrycznej, o której mowa w p.F.1.8. 

F.1.7. Po zawarciu umowy sprzedaży energii, o której mowa w p. F.1.5., odbiorca 

informuje w formie pisemnej OSD na obowiązującym u OSD druku Zgłoszenia 

zmiany sprzedawcy. Wzór druku Zgłoszenia zmiany sprzedawcy zawiera p. I 

niniejszej instrukcji. Sprzedawca potwierdza OSD fakt zawarcia umowy 

sprzedaży z odbiorcą (zgłoszenie zawarcia umowy), na zasadach określonych 

w mowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej ze sprzedawcą. 

F.1.8. W celu realizacji umowy sprzedaży, o której mowa w p.F.1.5. odbiorca zawiera z 

OSD umowę o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej. Umowa ta, 

powinna zawierać elementy określone w p.A.4.3.2.1. i p.A.4.3.2.2, 

F.1.9. Rozwiązanie dotychczasowej umowy pomiędzy odbiorcą i przedsiębiorstwem 

energetycznym zintegrowanym pionowo (spółką dystrybucyjną) dokonywane jest 

na ostatni dzień miesiąca kalendarzowego. Rozwiązanie to odbywa się 

z uwzględnieniem zasad oraz terminów zapisanych w tej umowie, za 

wypowiedzeniem złożonym przez odbiorcę lub na mocy porozumienia stron, 

określając w tym przypadku termin jej rozwiązania w ten sposób, aby możliwe 

było dokonanie odczytów i rozliczeń odbiorcy przez przedsiębiorstwo 

energetyczne zintegrowane pionowo (spółkę dystrybucyjną). Termin ten nie 

może przypadać wcześniej niż na ostatni dzień miesiąca następującego po 

miesiącu, w którym odbiorca skutecznie poinformował OSD o zawarciu z nowym 

- 32 -


sprzedawcą umowy sprzedaży energii, a ten sprzedawca zgłosił tę umowę do 

OSD, zgodnie z p.F.1.7. 

F.1.10. Odbiorca korzystający z prawa wyboru sprzedawcy otrzymuje faktury: od 

sprzedawcy z tytułu sprzedaży energii oraz od OSD z tytułu świadczonych usług 

dystrybucji. 

(*) Dotyczy odbiorców, których układy pomiarowo – rozliczeniowe są zaliczane do 

kategorii A1÷A3 i B1÷B4 gdzie dostosowanie układów pomiarowo – 

rozliczeniowych oraz układów transmisji danych pomiarowych do wydanych 

warunków jest wykonywane kosztem i staraniem URD. 

Dla układów pomiarowo – rozliczeniowych zaliczanych do kategorii C1 i C2, 

dostosowanie układów pomiarowo – rozliczeniowych do wymaganych instrukcją 

warunków realizowane jest przez OSD. 

F.2. ZASADY ZMIANY SPRZEDAWCY PRZEZ ODBIORCĘ 

F.2.1. Warunkiem koniecznym umożliwiającym kolejną zmianę sprzedawcy przez 

odbiorcę jest: 

a) istnienie umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej ze 

sprzedawcą , o której mowa odpowiednio w p.A.4.3.4.1. iA.4.3.4.2, lub 

A.4.3.4.3, zawartej pomiędzy OSD, a kolejnym sprzedawcą danego odbiorcy, 

b) istnienie umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, o 

której mowa w p.F.1.8., zawartej pomiędzy OSD, a odbiorcą. 

F.2.2. Odbiorca dokonując wyboru kolejnego sprzedawcy, zawiera z nim umowę 

sprzedaży energii elektrycznej. Umowa ta winna zawierać klauzulę, iż wchodzi 

w życie z dniem skutecznego rozwiązania umowy sprzedaży zawartej pomiędzy 

odbiorcą i jego dotychczasowym sprzedawcą, nie wcześniej jednak niż w 

terminie określonym w p.F.2.4. W przypadku nie spełnienia powyższej klauzuli 

umowa z kolejnym sprzedawcą nie może być przyjęta do realizacji. 

F.2.3. Odbiorca i jego kolejny sprzedawca zgłaszają do OSD (na zasadach opisanych 

w p.F.1.7.) fakt zawarcia ze sobą umowy sprzedaży. 

F.2.4. Zasady wchodzenia w życie umowy zawartej przez odbiorcę z jego kolejnym 

sprzedawcą regulowane będą w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii 

elektrycznej ze sprzedawcą. Powinny one zostać tak sformułowane, aby 

umożliwić dotychczasowemu sprzedawcy końcowe rozliczenie odbiorcy na 

podstawie danych odczytowych udostępnionych przez OSD. 

Zmiana sprzedawcy (tj. wejście w życie umowy sprzedaży z kolejnym 

sprzedawcą) może nastąpić z pierwszym dniem miesiąca kalendarzowego, nie 

wcześniej niż po okresie 30 dni od ostatniego z następujących zdarzeń: 

a) skutecznego poinformowania OSD przez kolejnego sprzedawcę o podpisaniu 

umowy sprzedaży z odbiorcą, na zasadach określonych w umowie 

o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej ze sprzedawcą, 

b) skutecznego poinformowania OSD przez odbiorcę w formie pisemnej, 

o zawarciu umowy sprzedaży z kolejnym sprzedawcą. 

F.2.5. OSD dokonuje weryfikacji zgłoszeń o których mowa w p.F.2.3., przyjmuje 

- 33 -


umowę do realizacji i powiadamia dotychczasowego sprzedawcę o dacie wejścia 

w życie nowej umowy sprzedaży, na zasadach opisanych w umowie 

o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej ze sprzedawcą. 

F.3. PROCEDURA ZMIANY SPRZEDAWCY STOSOWANA W PRZYPADKU 

PIERWSZEJ ZMIANY SPRZEDAWCY PRZEZ ODBIORCĘ 

F.3.1. Przyjęcie zgłoszenia zmiany sprzedawcy od odbiorcy oraz od nowego 

sprzedawcy. Sprzedawca może dokonać zgłoszenia w imieniu odbiorcy na 

podstawie jego upoważnienia do złożenia takiego zgłoszenia. 

F.3.2. Powiadomienie odbiorcy oraz nowego sprzedawcy o przyjęciu lub odrzuceniu 

zgłoszenia zmiany sprzedawcy dla danego odbiorcy w ciągu 10 dni roboczych od 

daty otrzymania zgłoszeń od wszystkich stron umowy sprzedaży. 

F.3.3. Rozwiązanie dotychczasowej umowy pomiędzy odbiorcą i przedsiębiorstwem 

energetycznym zintegrowanym pionowo (spółką dystrybucyjną) oraz zawarcie 

przez OSD umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej z 

odbiorcą 

F.3.4. Zawarcie umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej przez OSD 

z nowym sprzedawcą. 

F.3.5. Jeśli odbiorca korzystający z prawa wyboru sprzedawcy zawarł umowę 

o bilansowanie z innym niż URBSD Uczestnikiem Rynku Bilansującego (URB), 

URD oraz URB (podmiot odpowiedzialny za jego bilansowanie handlowe) 

zgłaszają do OSD informację o zawarciu umowy bilansowania handlowego. 

URB może dokonać zgłoszenia w imieniu odbiorcy na podstawie jego 

upoważnienia do złożenia takiego zgłoszenia. 

F.3.6. Zawarcie umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej przez OSD 

z URB odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe URD. 

F.3.7. Spełnienie wymagań zawartych w części D oraz F. 

F.3.8. Przypisanie fizycznego punktu pomiarowego (FPP) danego odbiorcy do nowego 

sprzedawcy i powiadomienie przez OSD nowego i dotychczasowego sprzedawcy 

oraz URB odpowiedzialnego za bilansowanie Odbiorcy o dokonaniu zmian 

w rejestracji fizycznych punktów pomiarowych, najpóźniej 5 dni przed wejściem 

w życie nowej umowy sprzedaży. 

F.3.9 Odczyt układu pomiarowo-rozliczeniowego danego odbiorcy na dzień wejścia 

w życie nowej umowy sprzedaży, nie później niż do 5 dnia po wejściu w życie 

nowej umowy oraz przekazanie danych pomiarowych odbiorcy oraz nowemu 

i dotychczasowemu sprzedawcy. 

F.4. PROCEDURA ZMIANY SPRZEDAWCY STOSOWANA W PRZYPADKU 

- 34 -


KOLEJNEJ ZMIANY SPRZEDAWCY PRZEZ ODBIORCĘ 

F.4.1. Przyjęcie zgłoszenia zmiany sprzedawcy od odbiorcy oraz od nowego 

sprzedawcy. Sprzedawca może dokonać zgłoszenia w imieniu odbiorcy na 

podstawie jego upoważnienia do złożenia takiego zgłoszenia. 

F.4.2. Powiadomienie odbiorcy oraz dotychczasowego i nowego sprzedawcy o przyjęciu 

lub odrzuceniu zgłoszenia zmiany sprzedawcy dla danego odbiorcy w ciągu 10 

dni roboczych od daty otrzymania zgłoszeń od wszystkich stron kolejnej umowy 

sprzedaży. 

F.4.3. Wskazanie przez odbiorcę i/lub sprzedawcę URB odpowiedzialnego za 

bilansowanie handlowe. 

F.4.4. Zawarcie umowy lub spełnienie wymagań określonych w umowie lub zawarcie 

aneksu do umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej przez OSD 

z nowym sprzedawcą. 

F.4.5. Zawarcie umowy lub spełnienie wymagań określonych w umowie lub zawarcie 

aneksu do umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej przez OSD 

z nowym URB. 

F.4.6. Spełnienie wymagań zawartych w części D oraz F. 

F.4.7. Przypisanie fizycznego punktu pomiarowego (FPP) danego odbiorcy do nowego 

sprzedawcy i powiadomienie przez OSD nowego i dotychczasowego sprzedawcy 

oraz URB odpowiedzialnego za bilansowanie Odbiorcy o dokonaniu zmian 

w rejestracji fizycznych punktów pomiarowych, najpóźniej 5 dni przed wejściem 

w życie nowej umowy sprzedaży. 

F.4.8. Odczyt układu pomiarowo-rozliczeniowego danego odbiorcy na dzień wejścia w 

życie nowej umowy sprzedaży, nie później niż do 5 dnia po wejściu w życie 

nowej umowy oraz przekazanie danych pomiarowych odbiorcy oraz nowemu 

i dotychczasowemu sprzedawcy. 

F.5. PROCEDURA POSTĘPOWANIA W PRZYPADKU ZAPRZESTANIA 

SPRZEDAŻY ENERGII PRZEZ WYBRANEGO PRZEZ ODBIORCĘ 

SPRZEDAWCĘ 

F.5.1 Odbiorca zobowiązany jest do niezwłocznego zawiadomienia OSD o fakcie 

zaprzestania sprzedaży energii elektrycznej przez każdego z wybranych przez 

Odbiorcę sprzedawców. 

F.5.2. W terminie 3 dni roboczych od daty otrzymania informacji o zaprzestaniu 

sprzedaży energii elektrycznej przez Sprzedawców wybranych przez Odbiorcę 

OSD zobowiązany jest do podjęcia działań mających na celu zawarcia umowy 

ze sprzedawcą rezerwowym wskazanym w umowie o świadczenie usług 

dystrybucji energii elektrycznej. 

F.5.3. Sprzedawca rezerwowy musi mieć zawartą umowę o świadczenie usług 

dystrybucji energii elektrycznej z OSD w okresie obowiązywania umów 

sprzedaży energii elektrycznej. 

- 35 -


G. ZARZĄDZANIE OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI 

G.1. Operator systemu dystrybucyjnego identyfikuje ograniczenia systemowe ze 

względu na spełnienie wymagań niezawodności dostaw energii elektrycznej. 

G.2. Ograniczenia systemowe dzielimy na: 

a) ograniczenia elektrowniane, 

b) ograniczenia sieciowe, 

G.3. Ograniczenia elektrowniane obejmują restrykcje w pracy elektrowni 

spowodowane przez: 

a) parametry techniczne poszczególnych jednostek wytwórczych, 

b) przyczyny technologiczne w elektrowni, 

c) działanie siły wyższej, 

d) realizację polityki energetycznej państwa. Ograniczenia wynikające z 

technicznych parametrów pracy jednostek wytwórczych usuwane są przez 

wytwórców. 

G.4. Operator systemu dystrybucyjnego identyfikuje ograniczenia sieciowe jako: 

a) maksymalne dopuszczalne moce wytwarzane i/lub maksymalną liczbę 

jednostek wytwórczych pracujących w danym węźle lub grupie węzłów, 

b) minimalne niezbędne moce wytwarzane i/lub minimalną liczbę jednostek 

wytwórczych pracujących w danym węźle lub grupie węzłów, 

c) planowane 

sieciowych. 

ograniczenia dystrybucyjne na wskazanych przekrojach 

G.5. Identyfikacja ograniczeń systemowych jest wykonywana przez OSD na podstawie 

analiz sieciowych uwzględniających: 

a) plan wyłączeń elementów sieci dystrybucyjnej, 

b) plan remontów jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, 

c) wymagania dotyczące jakości i niezawodności pracy sieci dystrybucyjnej. 

G.6. Analizy sieciowe dla potrzeb identyfikacji ograniczeń systemowych w planach 

koordynacyjnych są realizowane przez OSD z wykorzystaniem dostępnych 

programów analitycznych i na bazie najbardziej aktualnych modeli 

matematycznych KSE. 

G.7. Ograniczenia systemowe są identyfikowane w cyklach pokrywających się 

z planami koordynacyjnymi oraz udostępniane w ramach planów 

G.8. 

koordynacyjnych. 

Operator systemu dystrybucyjnego przy planowaniu pracy sieci uwzględnia 

ograniczenia występujące w pracy sieci przesyłowej, dystrybucyjnej sąsiednich 

OSD oraz zgłoszone przez wytwórców ograniczenia dotyczące jednostek 

wytwórczych przyłączonych do jego sieci, mając na celu minimalizację skutków 

tych ograniczeń. 

G.9. W przypadku wystąpienia ograniczeń systemowych OSD prowadzi ruch sieci 

dystrybucyjnej mając na uwadze zapewnienie bezpieczeństwa pracy KSE, 

dotrzymanie wymaganych parametrów technicznych energii elektrycznej oraz 

minimalizację skutków ograniczeń w dostawie energii elektrycznej. 

G.10. W przypadku wystąpienia ograniczeń systemowych OSD podejmuje działania 

mające na celu ich likwidację lub zmniejszenie skutków ograniczeń występujących 

- 36 -


w sieci dystrybucyjnej samodzielnie oraz we współpracy z operatorem systemu 

przesyłowego oraz innymi OSD. 

G.11. W przypadku przekroczenia zidentyfikowanych ograniczeń systemowych 

spowodowanych awariami w KSE, OSD podejmuje działania szczegółowo 

uregulowane w części ogólnej IRiESR rozdział IV Bezpieczeństwo 

funkcjonowania systemu elektroenergetycznego lub w porozumieniu z OSP 

zmienia punkty pracy jednostek wytwórczych nie będących JWCD, przyłączonych 

do sieci dystrybucyjnej podległej OSD, uwzględniając zapisy zawarte w Części 

ogólnej IRiESR rozdział VI „Prowadzenie ruchu sieci dystrybucyjnej”. 

- 37 -


H. ZASADY WYZNACZANIA I PRZYDZIELANIA STANDARDOWYCH 

PROFILI ZUŻYCIA 

H.1. Operator systemu dystrybucyjnego określa standardowe profile zużycia na 

podstawie zmierzonych obciążeń dobowych odbiorców kontrolnych objętych 

pomiarami zmienności obciążenia, wytypowanych przez OSD spośród odbiorców 

przyłączonych bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej o napięciu znamionowym nie 

wyższym niż 1 kV oraz mocy umownej nie większej niż 40 kW na podstawie 

obliczeń statystycznych. 

H.2. Zasady wyznaczania i przydzielania standardowych profili zużycia dotyczą URD 

rozliczanych wg. grup taryfowych G1x, C1x i D11, których układy pomiarowo - 

rozliczeniowe nie pozwalają na rejestrację profilu zużycia. 

H.3. Dla URD, o których mowa w p. H.2., OSD przydziela odpowiedni, standardowy 

profil zużycia spośród określonych w Tablicach T.H.1. - T.H.9. zgodnie z grupą 

taryfową, do której dany odbiorca jest zakwalifikowany, określoną w umowie 

o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej. Przydzielony dla odbiorcy 

profil oraz planowana ilość poboru energii elektrycznej jest określana w umowie 

o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawartej przez podmiot 

bilansujący tego odbiorcy profilowego z OSD. 

H.4. Sprzedawca, o którym mowa w p.H.3., na podstawie określonych w umowie 

o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej profili i planowanej ilości 

poboru energii elektrycznej, dokonuje zgłoszeń umowy zgodnie z zapisami IRiESP. 

Planowana ilość poboru energii elektrycznej może być skorygowana przez URD 

i Sprzedawcę nie więcej niż dwukrotnie w ciągu kolejnych 12 miesięcy. Korekta 

planu powinna być uzgodniona z OSD i uwzględniona w zapisach umów 

o świadczenie usług dystrybucji co najmniej 30 dni przed rozpoczęciem okresu 

którego dotyczy. 

W przypadku korekty ilości planowanego poboru energii elektryczne OSD 

dokonuje odczytu wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego. Gdy odczyt ten 

jest odczytem dodatkowym (dokonywany przez OSD w terminie innym niż 

standardowy), sprzedawca ponosi koszty tego odczytu zgodnie z zapisami umowy 

o świadczenie usług dystrybucji. 

H.5. Profile dla grup taryfowych G11, G12, G12e, G12w, C1x podzielone są na dni 

charakterystyczne, tj. zimowy roboczy, zimowy świąteczny, letni roboczy, letni 

świąteczny. Za okres zimowy przyjmuje się okres od 1 października do 31 marca, 

za okres letni okres od 1 kwietnia do 30 września. Dni świąteczne to wszystkie 

soboty i niedziele oraz wszelkie święta kalendarzowe. 

Profile dla grupy taryfowej D11 podzielone są na 12 okresów 

odpowiadających poszczególnym miesiącom w ciągu roku. 

H.6. Rzeczywista ilość energii elektrycznej w godz. h jest wyznaczana z dokładnością 

do 1 kWh, na podstawie pomiarów przepływów energii elektrycznej w miejscach 

dostarczania oraz w razie potrzeby z wykorzystaniem algorytmów wyznaczania 

ilości energii elektrycznej w poszczególnych miejscach dostarczania w oparciu 

o profil zużycia. 

- 38 -


Wykaz profili zużycia dla odbiorców profilowych 

Nazwa profilu Zakwalifikowani odbiorcy 

Profil l - Tablica T.H.1 Odbiorcy grup Cl l, G11 spełniający warunki: 

• zasilanie l-fazowe, 

• licznik jednostrefowy. 

Profil 2 - Tablica T.H.2. Odbiorcy grup Cl1, G11 spełniający warunki: 

• zasilanie 3-fazowe, 

• licznik jednostrefowy. 

Profil 3 - Tablica T.H.3. Odbiorcy grupy C12a, spełniający warunki: 

• licznik dwustrefowy (szczyt i poza szczyt). 

Profil 4 - Tablica T.H.4. Odbiorcy grupy C12b spełniający warunki: 

• licznik dwustrefowy (dzień i noc). 

Profil 5 - Tablica T.H.5. Odbiorcy grup G12, G12e spełniający warunki: 



Profil 6 - Tablica T.H.6. Odbiorcy grup G12, G12e spełniający warunki: 



Profil 7 - Tablica T.H.7. Odbiorcy grup G12w spełniający warunki: 



Profil 8 - Tablica T.H.8. Odbiorcy grup G12w spełniający warunki: 



Profil 9 - Tablica T.H.9. Odbiorcy grupy D11. 

- 39 -


Tablica T.H.1 Grupy taryfowe C11, G11 - zasilanie jednofazowe 

Godzina 

doby 

dzień roboczy 

letni 

dzień świąteczny 

letni 


zimowy 


zimowy 

1 0,01888 0,02990 0,02193 0,02493 

2 0,02015 0,02990 0,02132 0,02432 

3 0,02015 0,02948 0,02071 0,02371 

4 0,02015 0,02902 0,02010 0,02310 

5 0,02015 0,02775 0,02071 0,02371 

6 0,02153 0,02764 0,02132 0,02432 

7 0,02459 0,02953 0,02351 0,02651 

8 0,05345 0,04446 0,05284 0,05184 

9 0,06002 0,05034 0,05959 0,05859 

10 0,06182 0,05478 0,06019 0,05919 

11 0,06002 0,05669 0,06019 0,05919 

12 0,06182 0,05815 0,06080 0,05980 

13 0,05875 0,05625 0,05898 0,05798 

14 0,05483 0,05234 0,05534 0,05533 

15 0,05260 0,04846 0,05229 0,05229 

16 0,05260 0,04634 0,05168 0,05268 

17 0,05174 0,04517 0,05282 0,04782 

18 0,05133 0,04456 0,05099 0,04599 

19 0,04952 0,04320 0,05038 0,04539 

20 0,04952 0,04392 0,04978 0,04478 

21 0,04687 0,04390 0,04674 0,04174 

22 0,04168 0,04239 0,03178 0,03478 

23 0,02630 0,03460 0,02922 0,03222 

24 0,02153 0,03123 0,02679 0,02979 

Razem 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 

- 40 -


Tablica T.H.2. Grupy taryfowe C11, G11 - zasilanie trójfazowe 

Godzina 

doby 


letni 


letni 


zimowy 


zimowy 

1 0,02643 0,04056 0,01954 0,03724 

2 0,02529 0,03958 0,01805 0,03494 

3 0,02440 0,03873 0,01707 0,03255 

4 0,02342 0,03782 0,01655 0,03273 

5 0,02264 0,03613 0,01681 0,03240 

6 0,02283 0,03433 0,01868 0,03220 

7 0,02540 0,03344 0,02284 0,03549 

8 0,03723 0,03837 0,04573 0,04008 

9 0,04867 0,04252 0,05518 0,04417 

10 0,05805 0,04628 0,06398 0,04976 

11 0,06256 0,04679 0,06738 0,05148 

12 0,06519 0,04781 0,06795 0,05243 

13 0,06540 0,04723 0,06899 0,05178 

14 0,06497 0,04694 0,06167 0,04967 

15 0,06338 0,04555 0,06082 0,04608 

16 0,05870 0,04398 0,05650 0,04273 

17 0,05308 0,04204 0,05807 0,04309 

18 0,04851 0,04109 0,05485 0,04317 

19 0,04259 0,04012 0,05062 0,04379 

20 0,03660 0,04083 0,04561 0,04405 

21 0,03396 0,04269 0,04144 0,04364 

22 0,03234 0,04425 0,02696 0,04046 

23 0,03000 0,04217 0,02380 0,03890 

24 0,02836 0,04075 0,02091 0,03717 

Razem 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 

Tablica T.H.3. Grupa taryfowa C12a 

- 41 -


Godzina 

doby 


letni 


letni 


zimowy 


zimowy 

1 0,03361 0,04581 0,03102 0,04045 

2 0,03256 0,04463 0,03021 0,03936 

3 0,03162 0,04344 0,02972 0,03873 

4 0,03056 0,04267 0,02926 0,03827 

5 0,02994 0,04060 0,02952 0,03790 

6 0,02962 0,03745 0,03099 0,03842 

7 0,03159 0,03554 0,03334 0,04002 

8 0,03906 0,03816 0,04327 0,04319 

9 0,04404 0,04043 0,04704 0,04314 

10 0,04778 0,04193 0,04995 0,04431 

11 0,05041 0,04364 0,05205 0,04533 

12 0,05379 0,04607 0,05544 0,04703 

13 0,05514 0,04631 0,05633 0,04750 

14 0,05206 0,04367 0,05383 0,04651 

15 0,05147 0,04297 0,05318 0,04614 

16 0,05029 0,04168 0,05073 0,04496 

17 0,04832 0,04006 0,04853 0,04221 

18 0,04520 0,03894 0,04570 0,03994 

19 0,04336 0,03569 0,04333 0,03762 

20 0,04134 0,03683 0,04072 0,03796 

21 0,03978 0,03734 0,03869 0,03759 

22 0,04183 0,04417 0,03818 0,04225 

23 0,03967 0,04610 0,03594 0,04137 

24 0,03696 0,04587 0,03303 0,03980 

Razem 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 

Tablica T.H.4. Grupa taryfowa C12b 

- 42 -


Godzina 

doby 


letni 


letni 


zimowy 


zimowy 

1 0,03876 0,04448 0,03904 0,04407 

2 0,03637 0,04193 0,03741 0,04250 

3 0,03487 0,04073 0,03641 0,04171 

4 0,03363 0,03909 0,03637 0,04129 

5 0,03168 0,03698 0,03570 0,04053 

6 0,03103 0,03505 0,03630 0,04031 

7 0,03574 0,03666 0,03860 0,04038 

8 0,04287 0,04087 0,04423 0,04183 

9 0,04835 0,04415 0,04687 0,04220 

10 0,04899 0,04379 0,04776 0,04118 

11 0,04866 0,04304 0,04711 0,04060 

12 0,04923 0,04366 0,04693 0,04083 

13 0,04876 0,04396 0,04637 0,04060 

14 0,04976 0,04351 0,04679 0,04110 

15 0,04763 0,04240 0,04518 0,03992 

16 0,04346 0,03992 0,04091 0,03803 

17 0,04084 0,03909 0,03990 0,03890 

18 0,04046 0,03965 0,03934 0,04068 

19 0,04038 0,04086 0,04065 0,04239 

20 0,04168 0,04273 0,04230 0,04413 

21 0,04189 0,04346 0,04182 0,04424 

22 0,04211 0,04436 0,04175 0,04440 

23 0,04193 0,04496 0,04198 0,04468 

24 0,04092 0,04467 0,04028 0,04350 

Razem 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 

Tablica T.H.5. Grupy taryfowe G12, G12e - zasilanie jednofazowe 

Godzina dzień roboczy dzień świąteczny dzień roboczy dzień świąteczny 

- 43 -


doby letni letni zimowy zimowy 

1 0,04344 0,04421 0,04549 0,04597 

2 0,03794 0,03931 0,04109 0,04190 

3 0,03428 0,03511 0,03844 0,03884 

4 0,03236 0,03289 0,03717 0,03695 

5 0,03252 0,03219 0,03667 0,03619 

6 0,03277 0,03219 0,03598 0,03522 

7 0,03418 0,03316 0,03453 0,03267 

8 0,03560 0,03418 0,03464 0,03284 

9 0,03761 0,03668 0,03508 0,03384 

10 0,03891 0,03993 0,03596 0,03561 

11 0,04007 0,04240 0,03702 0,03740 

12 0,04082 0,04484 0,03742 0,04003 

13 0,04311 0,04705 0,03881 0,04262 

14 0,04652 0,05100 0,04556 0,04854 

15 0,04730 0,04998 0,04831 0,04995 

16 0,04461 0,04545 0,04340 0,04500 

17 0,04208 0,04208 0,04146 0,04282 

18 0,04148 0,04101 0,04301 0,04315 

19 0,04229 0,04123 0,04483 0,04431 

20 0,04474 0,04259 0,04699 0,04563 

21 0,04808 0,04462 0,04778 0,04631 

22 0,05244 0,04770 0,04825 0,04596 

23 0,05524 0,05147 0,05164 0,04953 

24 0,05161 0,04873 0,05047 0,04872 

Razem 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 

Tablica T.H.6. Grupy taryfowe G12, G12e - zasilanie trójfazowe 

Godzina 

doby 


letni 


letni 


zimowy 


zimowy 

- 44 -


1 0,03648 0,03885 0,03888 0,04078 

2 0,03146 0,03377 0,03603 0,03741 

3 0,02921 0,03149 0,03317 0,03453 

4 0,02840 0,03025 0,03154 0,03260 

5 0,02848 0,02977 0,03139 0,03199 

6 0,03040 0,03148 0,03490 0,03443 

7 0,03690 0,03643 0,03927 0,03798 

8 0,04246 0,04126 0,04291 0,04162 

9 0,04444 0,04414 0,04349 0,04335 

10 0,04540 0,04643 0,04372 0,04311 

11 0,04579 0,04675 0,04284 0,04238 

12 0,04551 0,04602 0,04338 0,04282 

13 0,04569 0,04472 0,04242 0,04168 

14 0,05078 0,04886 0,04844 0,04664 

15 0,04892 0,04735 0,04889 0,04858 

16 0,04335 0,04280 0,04340 0,04419 

17 0,04180 0,04070 0,04190 0,04271 

18 0,04246 0,04130 0,04415 0,04417 

19 0,04426 0,04265 0,04575 0,04593 

20 0,04592 0,04518 0,04765 0,04732 

21 0,04837 0,04873 0,04523 0,04572 

22 0,05071 0,04964 0,04371 0,04364 

23 0,04909 0,04778 0,04390 0,04362 

24 0,04372 0,04365 0,04304 0,04280 

Razem 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 

Tablica T.H.7. Grupy taryfowe G12w - zasilanie jednofazowe 

Godzina 

doby 


letni 


letni 


zimowy 


zimowy 

- 45 -


1 0,04344 0,02990 0,04549 0,02493 

2 0,03794 0,02990 0,04109 0,02432 

3 0,03428 0,02948 0,03844 0,02371 

4 0,03236 0,02902 0,03717 0,02310 

5 0,03252 0,02775 0,03667 0,02371 

6 0,03277 0,02764 0,03598 0,02432 

7 0,03418 0,02953 0,03453 0,02651 

8 0,03560 0,04446 0,03464 0,05184 

9 0,03761 0,05034 0,03508 0,05859 

10 0,03891 0,05478 0,03596 0,05919 

11 0,04007 0,05669 0,03702 0,05919 

12 0,04082 0,05815 0,03742 0,05980 

13 0,04311 0,05625 0,03881 0,05798 

14 0,04652 0,05234 0,04556 0,05533 

15 0,04730 0,04846 0,04831 0,05229 

16 0,04461 0,04634 0,04340 0,05268 

17 0,04208 0,04517 0,04146 0,04782 

18 0,04148 0,04456 0,04301 0,04599 

19 0,04229 0,04320 0,04483 0,04539 

20 0,04474 0,04392 0,04699 0,04478 

21 0,04808 0,04390 0,04778 0,04174 

22 0,05244 0,04239 0,04825 0,03478 

23 0,05524 0,03460 0,05164 0,03222 

24 0,05161 0,03123 0,05047 0,02979 

Razem 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 

Tablica T.H.8. Grupy taryfowe G12w - zasilanie trójfazowe 

Godzina 

doby 


letni 


letni 


zimowy 


zimowy 

- 46 -


1 0,03648 0,04056 0,03888 0,03724 

2 0,03146 0,03958 0,03603 0,03494 

3 0,02921 0,03873 0,03317 0,03255 

4 0,02840 0,03782 0,03154 0,03273 

5 0,02848 0,03613 0,03139 0,03240 

6 0,03040 0,03433 0,03490 0,03220 

7 0,03690 0,03344 0,03927 0,03549 

8 0,04246 0,03837 0,04291 0,04008 

9 0,04444 0,04252 0,04349 0,04417 

10 0,04540 0,04628 0,04372 0,04976 

11 0,04579 0,04679 0,04284 0,05148 

12 0,04551 0,04781 0,04338 0,05243 

13 0,04569 0,04723 0,04242 0,05178 

14 0,05078 0,04694 0,04844 0,04967 

15 0,04892 0,04555 0,04889 0,04608 

16 0,04335 0,04398 0,04340 0,04273 

17 0,04180 0,04204 0,04190 0,04309 

18 0,04246 0,04109 0,04415 0,04317 

19 0,04426 0,04012 0,04575 0,04379 

20 0,04592 0,04083 0,04765 0,04405 

21 0,04837 0,04269 0,04523 0,04364 

22 0,05071 0,04425 0,04371 0,04046 

23 0,04909 0,04217 0,04390 0,03890 

24 0,04372 0,04075 0,04304 0,03717 

Razem 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 

Tablica T.H.9. Grupa taryfowa D11 

Godzina 

doby 

Styczeń Luty Marzec Kwiecień Maj Czerwiec Lipiec Sierpień Wrzesień Październik Listopad Grudzień 

1 0,05882 0,06349 0,07143 0,08334 0,10000 0,11765 0,10811 0,09091 0,07692 0,06667 0,06061 0,05882 

2 0,05882 0,06349 0,07143 0,08333 0,10000 0,11765 0,10811 0,09091 0,07692 0,06666 0,06061 0,05882 

- 47 -


3 0,05882 0,06349 0,07143 0,08333 0,10000 0,11765 0,10811 0,09091 0,07693 0,06667 0,06061 0,05882 

4 0,05882 0,06349 0,07143 0,08334 0,10000 0,11765 0,10811 0,09091 0,07692 0,06667 0,06061 0,05882 

5 0,05882 0,06349 0,07143 0,08333 0,07500 0 0,05404 0,09091 0,07692 0,06666 0,06061 0,05882 

6 0,05882 0,06349 0,07143 0,08333 0 0 0 0,02272 0,07692 0,06667 0,06061 0,05882 

7 0,05882 0,06349 0,07142 0 0 0 0 0 0 0,06667 0,06061 0,05882 

8 0,05882 0,04765 0 0 0 0 0 0 0 0 0,04543 0,05882 

9 0,01474 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,01474 

10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

13 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

14 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

16 0,04414 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,04542 0,04414 

17 0,05882 0,06349 0 0 0 0 0 0 0 0,06666 0,06061 0,05882 

18 0,05882 0,06349 0,07142 0 0 0 0 0 0,07693 0,06667 0,06061 0,05882 

19 0,05882 0,06349 0,07143 0,08334 0,02500 0 0 0,06818 0,07692 0,06667 0,06061 0,05882 

20 0,05882 0,06349 0,07143 0,08333 0,10000 0,05880 0,08108 0,09091 0,07692 0,06666 0,06061 0,05882 

21 0,05882 0,06349 0,07143 0,08333 0,10000 0,11765 0,10811 0,09091 0,07693 0,06667 0,06061 0,05882 

22 0,05882 0,06349 0,07143 0,08334 0,10000 0,11765 0,10811 0,09091 0,07692 0,06667 0,06061 0,05882 

23 0,05882 0,06349 0,07143 0,08333 0,10000 0,11765 0,10811 0,09091 0,07692 0,06666 0,06061 0,05882 

24 0,05882 0,06349 0,07143 0,08333 0,10000 0,11765 0,10811 0,09091 0,07693 0,06667 0,06061 0,05882 

Razem 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 

I WZÓR DRUKU ZGŁOSZENIA ZMIANY SPRZEDAWCY 

- 48 -


- 49 -


- 50 -


- 51 -


- 52 -

instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej - TAURON ...

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?