Artykuł 2

Do celów niniejszego rozporządzenia zastosowanie mają definicje zawarte w art. 2 rozporządzenia (WE) nr 714/2009, w art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) nr 543/2013 (

1

) oraz w art. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE (

2

).

Ponadto zastosowanie mają następujące definicje:

1) „indywidualny model sieci” to zestaw danych opisujących parametry systemu elektroenergetycznego (wytwarzanie, obciążenie i topologia sieci) oraz powiązanych zasad zmiany tych parametrów podczas wyznaczania zdolności przesyłowych, sporządzony przez odpowiedzialnych OSP, które zostaną scalone z innymi indywidualnymi modelami sieci w celu stworzenia wspólnego modelu sieci;

2) „wspólny model sieci” to ogólnounijny zbiór danych ustalonych między różnymi OSP, opisujących główne parametry systemu elektroenergetycznego (wytwarzanie, obciążenia i topologia sieci) oraz zasad zmiany tych parametrów podczas wyznaczania zdolności przesyłowych;

3) „region wyznaczania zdolności przesyłowych” to region geograficzny, na którym wyznaczanie zdolności przesyłowych prowadzone jest w sposób skoordynowany;

4) „scenariusz” to przewidywany stan systemu elektroenergetycznego w danym przedziale czasu;

5) „saldo” to suma netto eksportu i importu energii elektrycznej dla każdego podstawowego okresu handlowego dla obszaru rynkowego;

6) „ograniczenia alokacji” to ograniczenia, których należy przestrzegać podczas alokacji zdolności przesyłowych i które są potrzebne, aby utrzymać system przesyłowy w granicach bezpieczeństwa pracy, a które nie zostały przełożone na międzyobszarowe zdolności przesyłowe lub są potrzebne do zwiększania efektywności alokacji zdolności przesyłowych;

7) „granice bezpieczeństwa pracy” to dopuszczalne granice bezpiecznej pracy sieci, takie jak ograniczenia termiczne, ograniczenia napięcia, ograniczenia prądu zwarciowego, ograniczenia częstotliwości i stabilności dynamicznej;

8) „podejście oparte na skoordynowanych zdolnościach przesyłowych netto” to metoda wyznaczania zdolności przesyłowych oparta na zasadzie szacowania i definiowania ex ante maksymalnej wymiany energii między graniczącymi ze sobą obszarami rynkowymi;

9) „podejście FBA” to metoda wyznaczania zdolności przesyłowych, w której wymiany energii między obszarami rynkowymi są ograniczone współczynnikami rozpływu energii elektrycznej i dostępnymi marginesami na krytycznych elementach sieci;

10) „zdarzenie losowe” to zidentyfikowana i prawdopodobna lub już zaistniała usterka elementu, w tym nie tylko elementów systemu przesyłowego, ale także znaczących użytkowników sieci i elementów sieci dystrybucyjnej, jeżeli dotyczy bezpieczeństwa pracy systemu przesyłowego;

11) „podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych” to jednostka lub jednostki, którym powierzono zadanie wyznaczenia zdolności przesyłowych, działające na poziomie regionalnym lub wyższym;

12) „współczynnik zmiany wytwarzania” to metoda przekładania zmiany salda danego obszaru rynkowego na oszacowania zmian wytwarzania danego obszaru we wspólnym modelu sieci;

13) „działanie zaradcze” to wszelkie środki stosowane przez jednego lub kilku OSP w trybie nieautomatycznym lub automatycznym w celu utrzymania bezpieczeństwa pracy systemu;

14) „margines niezawodności” to ograniczenie międzyobszarowych zdolności przesyłowych w celu uwzględnienia niepewności w ramach wyznaczenia zdolności przesyłowych;

15) „czas rynkowy” to środkowoeuropejski czas letni (CEST) lub czas środkowoeuropejski (CETI), w zależności od tego, który obowiązuje;

16) „dochód z ograniczeń” to dochód uzyskany w wyniku alokacji zdolności przesyłowych;

17) „ograniczenie rynkowe” to sytuacja, w której nadwyżki ekonomiczne dla jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego zostały ograniczone przez międzyobszarowe zdolności przesyłowe lub ograniczenia alokacji;

18) „ograniczenie fizyczne” to każda sytuacja sieci, w której przewidywane lub zrealizowane przepływy mocy przekraczają ograniczenia termiczne elementów sieci oraz ograniczenia w zakresie stabilności napięciowej i kątowej systemu elektroenergetycznego;

19) „ograniczenie strukturalne” to ograniczenie w systemie przesyłowym, które można jednoznacznie zdefiniować, jest przewidywalne, geograficznie stabilne w czasie i często powtarza się w standardowych warunkach systemu elektroenergetycznego;

20) „kojarzenie” to tryb obrotu handlowego, w którym zlecenia sprzedaży są przypisywane właściwym zleceniom zakupu w sposób ukierunkowany na maksymalizację nadwyżek ekonomicznych dla łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego;

21) „zlecenie” to zamiar zakupu lub sprzedaży energii lub zdolności przesyłowych, wyrażony przez uczestnika rynku, podlegający określonym warunkom realizacji;

22) „skojarzone zlecenia” to wszystkie zlecenia sprzedaży i zakupu skojarzone w oparciu o algorytm łączenia cen lub algorytm handlu ciągłego;

23) „wyznaczony operator rynku energii elektrycznej (NEMO)” to podmiot wyznaczony przez właściwy organ do wykonywania zadań związanych z jednolitym łączeniem rynków dnia następnego lub dnia bieżącego;

24) „wspólna książka zleceń” to moduł w systemie łączenia w sposób ciągły rynków dnia bieżącego gromadzący wszystkie zlecenia, które można skojarzyć, od NEMO uczestniczących w jednolitym łączeniu rynków dnia bieżącego i na bieżąco przeprowadzających kojarzenie tych zleceń;

25) „transakcja” to jedno lub więcej skojarzonych zleceń;

26) „jednolite łączenie rynków dnia następnego” to proces aukcyjny, w którym złożone zlecenia są kojarzone, a jednocześnie alokowane są międzyobszarowe zdolności przesyłowe dla różnych obszarów rynkowych na rynku dnia następnego;

27) „jednolite łączenie rynków dnia bieżącego” to ciągły proces, w którym złożone zlecenia są kojarzone, a jednocześnie alokowane są międzyobszarowe zdolności przesyłowe dla różnych obszarów rynkowych na rynku dnia bieżącego;

28) „algorytm łączenia cen” to algorytm stosowany w jednolitym łączeniu rynków dnia następnego w celu jednoczesnego kojarzenia zleceń i alokowania międzyobszarowych zdolności przesyłowych;

29) „algorytm handlu ciągłego” to algorytm stosowany w jednolitym łączeniu rynków dnia bieżącego w celu kojarzenia zleceń i alokowania w sposób ciągły międzyobszarowych zdolności przesyłowych;

30) „funkcja operatora łączenia rynków” to funkcja kojarzenia zleceń z rynków dnia następnego i dnia bieżącego dla rożnych obszarów rynkowych i przy jednoczesnej alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych;

31) „cena rozliczeniowa” to cena wyznaczona na podstawie skojarzenia najwyższego zaakceptowanego zlecenia sprzedaży i najniższego zaakceptowanego zlecenia zakupu na rynku energii elektrycznej;

32) „planowana wymiana” to planowany przesył energii elektrycznej między obszarami geograficznymi, dla każdego podstawowego okresu handlowego i dla danego kierunku;

33) „podmiot odpowiedzialny za wyznaczenie planowanej wymiany” to jednostka lub jednostki, której lub którym powierzono zadanie wyznaczania planowanych wymian;

34) „przedział czasowy rynku dnia następnego” to przedział czasowy rynku energii elektrycznej do czasu zamknięcia bramki dla rynku dnia następnego, gdzie dla każdego podstawowego okresu handlowego produkty są przedmiotem obrotu w dniu poprzedzającym dzień dostawy;

35) „termin gwarancji rynku dnia następnego” to termin, po upływie którego międzyobszarowe zdolności przesyłowe są gwarantowane;

36) „czas zamknięcia bramki rynku dnia następnego” to termin, do którego przyjmuje się zlecenia na rynku dnia następnego;

37) „przedział czasowy rynku dnia bieżącego” to przedział czasowy rynku energii elektrycznej po czasie otwarcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego a przed czasem zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego, w którym dla danego podstawowego okresu handlowego produkty są przedmiotem obrotu przed dostawą produktów podlegających transakcji;

38) „czas otwarcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego” to termin, w którym międzyobszarowe zdolności przesyłowe między obszarami rynkowymi są oferowane dla danego podstawowego okresu handlowego i danej granicy obszaru rynkowego;

39) „czas zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego” to termin, po upływie którego alokacja międzyobszarowych zdolności przesyłowych nie jest już dozwolona dla danego podstawowego okresu handlowego;

40) „moduł zarządzania zdolnościami przesyłowymi” to system zawierający aktualne informacje na temat dostępnych międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych rynku dnia bieżącego;

41) „niestandardowy produkt rynku dnia bieżącego” to produkt do łączenia w sposób ciągły rynków dnia bieżącego nie dla stałych dostaw energii elektrycznej lub na okres przekraczający jeden podstawowy okres handlowy, o cechach szczególnych, zaprojektowany do odzwierciedlania praktyk eksploatacji systemu lub potrzeb rynku; przykłady to między innymi zlecenia obejmujące wiele podstawowych okresów handlowych oraz produkty odzwierciedlające koszty rozruchu produkcji;

42) „kontrahent centralny” to jednostka lub jednostki, której lub którym powierzono zadanie zawierania umów z uczestnikami rynku, poprzez nowację umów wynikających z procesu kojarzenia, i organizowania transferu sald wynikających z alokacji zdolności przesyłowych z innymi kontrahentami centralnymi lub spedytorami;

43) „spedytor” to jednostka lub jednostki, której lub którym powierzono zadanie transferu sald między różnymi kontrahentami centralnymi;

44) „gwarancja” to gwarancja, że międzyobszarowe zdolności przesyłowe pozostaną niezmienione oraz że w przypadku ich zmiany wypłacone zostanie odszkodowanie;

45) „siła wyższa” to wszelkie nieprzewidywalne lub wyjątkowe wydarzenia lub sytuacje pozostające poza zasadną kontrolą OSP i niewynikające z zaniedbań tego OSP, których nie można uniknąć lub rozwiązać poprzez racjonalne przewidywanie i staranność, których nie można rozwiązać środkami, które z technicznego, finansowego lub ekonomicznego punktu widzenia są zasadnie możliwe dla OSP, które faktycznie miały miejsce i mogą być obiektywnie zweryfikowane i które uniemożliwiają OSP, okresowo lub na stałe, wypełnienie zobowiązań zgodnie z niniejszym rozporządzeniem;

46) „nadwyżka ekonomiczna dla jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego” to suma: (i) nadwyżek dostawców dla jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego dla odpowiedniego okresu; (ii) nadwyżek konsumentów dla jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego; (iii) dochodu z ograniczeń; oraz (iv) innych powiązanych kosztów i korzyści, jeżeli zwiększają one efektywność ekonomiczną dla odpowiedniego okresu; nadwyżka dostawców i konsumentów stanowi różnicę między przyjętymi zleceniami a ceną rozliczeniową jednostki energii pomnożoną przez wolumen energii elektrycznej zleceń.