Ustawa z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych

Użyte w ustawie określenia oznaczają:
1) jednolite łączenie rynków dnia następnego – jednolite łączenie rynków dnia następnego w rozumieniu art. 2 pkt 26 rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (Dz. Urz. UE L 197 z 27.07.2015, str. 24, z późn. zm.1));
2) moc zainstalowana elektryczna morskiej farmy wiatrowej – sumę określonych przez producenta mocy znamionowych morskich turbin wiatrowych składających się na morską farmę wiatrową, nie większą niż moc przyłączeniowa;
3) morska farma wiatrowa – instalację stanowiącą wyodrębniony zespół urządzeń służących do wytwarzania energii, w skład którego wchodzi jedna lub więcej morskich turbin wiatrowych, sieć średniego lub wysokiego napięcia wraz ze stacjami elektroenergetycznymi zlokalizowanymi na morzu, z wyłączeniem urządzeń po stronie górnego napięcia transformatora lub transformatorów znajdujących się na tej stacji;
4) morska turbina wiatrowa – pojedynczy, samodzielny zespół urządzeń służących do wytwarzania energii elektrycznej wyłącznie z energii wiatru na morzu;
5) okres rozliczania niezbilansowania – okres rozliczania niezbilansowania w rozumieniu art. 2 pkt 15 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (Dz. Urz. UE L 158 z 14.06.2019, str. 54);
6) operator rozliczeń energii odnawialnej – operatora rozliczeń energii odnawialnej, o którym mowa w art. 106 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2024 r. poz. 1361, 1847 i 1881), zwanej dalej „ustawą o odnawialnych źródłach energii”;
7) operator systemu dystrybucyjnego – operatora systemu dystrybucyjnego w rozumieniu art. 3 pkt 25 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2024 r. poz. 266, 834, 859, 1847 i 1881), zwanej dalej „ustawą – Prawo energetyczne”;
8) operator systemu przesyłowego – operatora systemu przesyłowego w rozumieniu art. 3 pkt 24 ustawy – Prawo energetyczne;
9) redysponowanie – redysponowanie w rozumieniu art. 2 pkt 26 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej;
1) Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 151 z 08.06.2016, str. 21 i Dz. Urz. UE L 2 z 05.01.2018, str. 15.
10) właściciel zespołu urządzeń – podmiot, któremu przysługuje własność zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, w tym zespołu takich urządzeń w budowie realizowanej zgodnie z uzyskanym pozwoleniem na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń lub uzgodnieniem lub pozwoleniem na układanie kabli lub rurociągów na potrzeby tego zespołu, wydanym na podstawie przepisów ustawy z dnia 21 marca 1991 r. o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i administracji morskiej (Dz. U. z 2024 r. poz. 1125), zwanej dalej „ustawą o obszarach morskich”;
11) wyłączna strefa ekonomiczna – wyłączną strefę ekonomiczną Rzeczypospolitej Polskiej, o której mowa w ustawie o obszarach morskich;
12) wytwórca – podmiot, który ma siedzibę lub miejsce zamieszkania na terytorium państwa członkowskiego Unii Europejskiej, Konfederacji Szwajcarskiej lub państwa członkowskiego Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) – strony umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym, wytwarzający lub zamierzający wytwarzać energię elektryczną z energii wiatru na morzu w morskiej farmie wiatrowej;
13) zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy – wyodrębniony zespół urządzeń i budowli związanych, jak i niezwiązanych trwale z gruntem, w tym dnem morskim, służących do wyprowadzenia mocy z morskiej farmy wiatrowej od zacisków strony górnego napięcia transformatora lub transformatorów znajdujących się na stacji albo stacjach elektroenergetycznych zlokalizowanych w polskich obszarach morskich do miejsca rozgraniczenia własności określonego we wstępnych warunkach przyłączenia lub warunkach przyłączenia.

Art. 3a. 1. Więcej niż jedna morska farma wiatrowa może wykorzystywać tę samą stację elektroenergetyczną zlokalizowaną na morzu lub zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy lub jego elementy. 2. W przypadku, o którym mowa w ust. 1, odcinek sieci średniego lub wysokiego napięcia bezpośrednio łączący morskie turbiny wiatrowe danej morskiej farmy wiatrowej z wykorzystywaną wspólnie z inną morską farmą wiatrową stacją elektroenergetyczną zlokalizowaną na morzu może przebiegać przez obszar morskiej farmy wiatrowej, wspólnie z którą ta stacja jest wykorzystywana. 3. W przypadku, o którym mowa w ust. 1, przepisu art. 7 ust. 1f ustawy – Prawo energetyczne nie stosuje się. Rozdział 2 Zasady ubiegania się o prawo do pokrycia ujemnego salda przez wytwórcę

1. Wytwórca ubiegający się o przyznanie prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3 albo w rozdziale 4 ustanawia zabezpieczenie finansowe, zwane dalej „zabezpieczeniem”, wypełnienia przez tego wytwórcę zobowiązania, o którym mowa w art. 15 ust. 2 pkt 4 albo w art. 31 ust. 4 pkt 5, z uwzględnieniem art. 24 albo art. 35, w wysokości 60 zł za każdy 1 kW mocy zainstalowanej elektrycznej danej morskiej farmy wiatrowej. 2. Zabezpieczenie może być ustanowione w formie:
1) kaucji, wniesionej na rachunek bankowy wskazany przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, zwanego dalej „Prezesem URE”, lub
2) gwarancji ubezpieczeniowej lub bankowej. 3. W gwarancji, o której mowa w ust. 2 pkt 2, instytucja finansowa zobowiązuje się, w okresie, o którym mowa w art. 15 ust. 2 pkt 4 albo w art. 31 ust. 4 pkt 5, z uwzględnieniem art. 24 albo art. 35, a także przez okres 120 dni następujących po tych okresach, do zapłacenia, bezwarunkowo i nieodwołalnie, na pierwsze żądanie Prezesa URE, kwoty zabezpieczenia, jeżeli jej zapłacenie stanie się wymagalne. 3a. W celu spełnienia wymagania, o którym mowa w ust. 3, gwarancja, o której mowa w ust. 2 pkt 2, może zostać ustanowiona na okres nie krótszy niż dwa lata, pod warunkiem złożenia przez wytwórcę zobowiązania do jej każdorazowego przedłużania, względnie ustanowienia we właściwej wysokości kaucji, najpóźniej na 90 dni przed upływem terminu, na jaki została ustanowiona gwarancja, w okresie, o którym mowa w art. 15 ust. 2 pkt 4 albo w art. 31 ust. 4 pkt 5, z zastrzeżeniem art. 24 albo art. 35, a także przez okres 120 dni następujących po tych okresach. 4. Gwarancja, o której mowa w ust. 2 pkt 2, może być udzielona przez instytucję finansową, która:
1) ma siedzibę na terytorium państwa członkowskiego Unii Europejskiej lub państwa członkowskiego Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) – strony umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym;
2) posiada aktualny rating kredytowy w rozumieniu art. 3 pkt 1 lit. a rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 1060/2009 z dnia 16 września 2009 r. w sprawie agencji ratingowych (Dz. Urz. UE L 302 z 17.11.2009, str. 1, z późn. zm.2)) nadany przez agencję ratingową:
a) Fitch, co najmniej na poziomie kategorii ratingowej BBB, lub
b) Moody’s, co najmniej na poziomie kategorii ratingowej Baa2, lub
c) Standard & Poor’s, co najmniej na poziomie kategorii ratingowej BBB. 5. Za aktualny rating kredytowy, o którym mowa w ust. 4, uznaje się długoterminowy rating kredytowy z najniższą kategorią ratingową spośród ostatnio nadanych temu podmiotowi przez agencje ratingowe wskazane w ust. 4 lub podtrzymanych kategorii ratingowych. Warunkiem koniecznym uznania ratingu kredytowego za aktualny jest nadanie lub podtrzymanie kategorii ratingowej przez agencję ratingową, wskazaną w ust. 4, nie wcześniej niż w ciągu ostatnich 18 miesięcy kalendarzowych. 6. W przypadku gwarancji, o której mowa w ust. 2 pkt 2, dokumentem potwierdzającym ustanowienie zabezpieczenia jest oryginał tej gwarancji zawierający co najmniej następujące dane:
1) imię i nazwisko oraz adres zamieszkania albo nazwę i adres siedziby wytwórcy;
2) numer NIP, o ile wytwórcy nadano ten numer;
2) Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 350 z 29.12.2009, str. 59, Dz. Urz. UE L 145 z 31.05.2011, str. 30, Dz. Urz. UE L 174 z 01.07.2011, str. 1, Dz. Urz. UE L 146 z 31.05.2013, str. 1, Dz. Urz. UE L 153 z 22.05.2014, str. 1 oraz Dz. Urz. UE L 347 z 28.12.2017, str. 35.
3) lokalizację i moc zainstalowaną elektryczną morskiej farmy wiatrowej, dla której ustanowiono gwarancję;
4) dane gwaranta;
5) wskazanie, że wyłącznym beneficjentem gwarancji jest Prezes URE;
6) datę i miejsce udzielenia gwarancji;
7) sumę gwarancji wyrażoną w złotych;
8) okres obowiązywania gwarancji;
9) zobowiązanie do wypłaty sumy gwarancyjnej bezwarunkowo i niezwłocznie, po zgłoszeniu pierwszego żądania zapłaty przez Prezesa URE. 7. Gwarancja nie może przewidywać wymogów dotyczących poświadczenia podpisów osób reprezentujących beneficjenta, a także niewynikających z przepisów prawa wymogów dotyczących formy, trybu lub miejsca złożenia żądania zapłaty sumy gwarancji. 8. Do gwarancji sporządzonej w języku innym niż język polski wytwórca dołącza oryginał tłumaczenia przysięgłego tej gwarancji na język polski. 9. W przypadku podpisania gwarancji przez pełnomocników instytucji finansowej do dokumentu gwarancji wytwórca dołącza także oryginały lub uwierzytelnione przez osoby do tego umocowane kopie dokumentów potwierdzających udzielenie pełnomocnictwa. 10. Kaucję, o której mowa w ust. 2 pkt 1, uznaje się za skutecznie wniesioną po jej zaksięgowaniu na rachunku bankowym Prezesa URE. 11. Zabezpieczenie podlega zwrotowi w terminie:
1) 60 dni od dnia wypełnienia przez wytwórcę zobowiązania, o którym mowa w art. 15 ust. 2 pkt 4 albo w art. 31 ust. 4 pkt 5, z uwzględnieniem art. 24 albo art. 35, przy czym kaucja zwracana jest w całości również w przypadku, o którym mowa w art. 22 ust. 1 lub art. 32 ust. 1, pod warunkiem że wytwórca złożył odpowiednio wniosek, o którym mowa w art. 22 ust. 1, lub poinformował Prezesa URE o zmianie mocy zainstalowanej elektrycznej zgodnie z art. 32 ust. 1 nie później niż 90 dni od dnia, w którym decyzja o pozwoleniu na budowę obejmująca pierwszą morską turbinę wiatrową wchodzącą w skład morskiej farmy wiatrowej stała się ostateczna;
2) 14 dni od dnia:
a) otrzymania ostatecznej decyzji, o której mowa w art. 16 ust. 4, albo
b) zamknięcia sesji aukcji – w przypadku wytwórcy, którego oferta nie wygrała aukcji;
3) 14 dni od dnia, w którym wytwórca dokonał zmiany formy zabezpieczenia, o którym mowa w ust. 15, przy czym zabezpieczenie podlega zwrotowi w części zastąpionej inną formą zabezpieczenia. 12. W przypadku obniżenia mocy, o którym mowa w art. 22 ust. 1 lub art. 32 ust. 1, połowa wysokości kaucji, o której mowa w ust. 2 pkt 1, odpowiadającej wartości obniżenia mocy podlega przepadkowi na rzecz Prezesa URE lub Prezes URE realizuje gwarancję bankową lub ubezpieczeniową w odniesieniu do połowy kwoty odpowiadającej wartości obniżenia mocy, jeżeli wytwórca złożył wniosek, o którym mowa w art. 22 ust. 1, lub poinformował Prezesa URE o zmianie mocy zainstalowanej zgodnie z art. 32 ust. 1, po upływie 24 miesięcy od dnia, w którym decyzja o pozwoleniu na budowę morskiej farmy wiatrowej stała się ostateczna. W stosunku do pozostałej części kaucji przepis ust. 11 pkt 1 stosuje się odpowiednio. 13. W przypadku niewypełnienia przez wytwórcę zobowiązania, o którym mowa w art. 15 ust. 2 pkt 4 albo w art. 31 ust. 4 pkt 5, z uwzględnieniem art. 24 albo art. 35, kaucja, o której mowa w ust. 2 pkt 1, podlega przepadkowi na rzecz Prezesa URE lub Prezes URE realizuje gwarancję bankową lub ubezpieczeniową w odniesieniu do kwoty odpowiadającej tej części mocy zainstalowanej elektrycznej morskiej farmy wiatrowej, dla której wytwórca nie uzyskał koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w tym terminie, chyba że wytwórca wykaże, że niespełnienie zobowiązania, o którym mowa w art. 15 ust. 2 pkt 4 albo art. 31 ust. 4 pkt 5, nastąpiło na skutek okoliczności, za które nie ponosi odpowiedzialności. 14. W przypadku nieprzedłużenia przez wytwórcę gwarancji, o której mowa w ust. 2 pkt 2, w terminie określonym w ust. 3a, i jednocześnie braku ustanowienia w tym terminie zabezpieczenia w innej, przewidzianej ustawą formie, Prezes URE realizuje gwarancję bankową lub ubezpieczeniową w odniesieniu do kwoty odpowiadającej tej części mocy zainstalowanej elektrycznej morskiej farmy wiatrowej, dla której wytwórca nie przedłużył gwarancji lub nie ustanowił zabezpieczenia w innej formie w tym terminie. 15. Zabezpieczenie wnoszone w drodze kaucji może być zastępowane gwarancją bankową lub ubezpieczeniową. Zabezpieczenie wnoszone w drodze gwarancji bankowej lub ubezpieczeniowej może być zastępowane kaucją. Forma zabezpieczenia może być zmieniana nie częściej niż raz w roku. Przepisy ust. 1–14 stosuje się odpowiednio.

1. Wytwórcy przysługuje prawo do pokrycia ujemnego salda w odniesieniu do energii elektrycznej wytworzonej w danej morskiej farmie wiatrowej lub jej części i wprowadzonej do sieci na podstawie udzielonej koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w okresie 25 lat od pierwszego dnia okresu, za który wytwórca wystąpił o pokrycie ujemnego salda, przy czym nie wcześniej niż od dnia:
1) następującego po dniu doręczenia wytwórcy decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1 – w przypadku wytwórcy, któremu przyznano prawo do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3, albo
2) następującego po dniu rozstrzygnięcia aukcji – w przypadku wytwórcy, któremu przyznano prawo do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 4. 1a. Termin, od którego wytwórcy będzie przysługiwać prawo do pokrycia ujemnego salda, o którym mowa w ust. 1, nie może przypadać później niż termin, o którym mowa w art. 15 ust. 2 pkt 4 albo art. 31 ust. 4 pkt 5, z uwzględnieniem art. 24 albo art. 35. 1b. Wytwórca, w okresie, o którym mowa w ust. 1, składa co miesiąc wniosek o pokrycie ujemnego salda, o którym mowa w ust. 1, w odniesieniu do całej zarejestrowanej przez układy pomiarowo-rozliczeniowe ilości energii elektrycznej wytworzonej i wprowadzonej do sieci elektroenergetycznej w danym okresie sprawozdawczym, za wyjątkiem energii elektrycznej, o której mowa w art. 9 ust. 1, aż do momentu osiągnięcia ilości energii elektrycznej, o której mowa w art. 7 ust. 1. 2. W przypadku, o którym mowa w art. 40 ust. 3 pkt 2, do okresu, o którym mowa w ust. 1, nie zalicza się okresu od dnia wydania przez operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego pozwolenia na podanie napięcia (EON) w rozumieniu rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (Dz. Urz. UE L 112 z 27.04.2016, str. 1), zwanego dalej „rozporządzeniem 2016/631”, do dnia wytworzenia i wprowadzenia do sieci energii elektrycznej z danej morskiej farmy wiatrowej lub jej części na podstawie udzielonej koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej.

Art. 6a. 1. (uchylony) 2. (uchylony) 3. W przypadku gdy morska farma wiatrowa jest budowana i oddawana do użytkowania etapami, rozpoczęcie biegu okresu, o którym mowa w art. 6 ust. 1, dla pierwszego etapu jest jednoznaczne z utratą prawa, o którym mowa w art. 33a ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne, w odniesieniu do całej morskiej farmy wiatrowej, chyba że morska farma wiatrowa posiada opomiarowanie umożliwiające dokładne i prawidłowe rozróżnienie pochodzenia energii. 4. Energia elektryczna wytworzona w okresach, o których mowa w art. 33b ustawy – Prawo energetyczne, nie jest objęta prawem do pokrycia ujemnego salda, o którym mowa w art. 6 ust. 1. 5. Przepisu ust. 4 nie stosuje się do energii elektrycznej wytworzonej w tej części morskiej farmy wiatrowej, dla której wytwórca uzyskał koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej.

1. Pomoc inwestycyjna przeznaczona na realizację inwestycji w zakresie morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy pomniejsza cenę wskazaną w decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo wynikającą z oferty, o której mowa w art. 31 ust. 1, albo cenę skorygowaną, o której mowa w art. 11 ust. 3. 2. Wartość pomocy inwestycyjnej jest wyrażana w kwocie pieniężnej, po przeliczeniu jej w sposób pozwalający na ustalenie kwoty, jaką otrzymałby beneficjent pomocy, gdyby została ona udzielona w formie dotacji, zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 11 ust. 2 ustawy z dnia 30 kwietnia 2004 r. o postępowaniu w sprawach dotyczących pomocy publicznej (Dz. U. z 2023 r. poz. 702 oraz z 2024 r. poz. 1635). 3. Wartość pomocy inwestycyjnej oblicza się na dzień złożenia wniosku, o którym mowa w ust. 5, według następującego wzoru: j j PIc = ∑i=u(PIi ∗ ∏i(1 + ri ))Pk gdzie poszczególne symbole oznaczają: PIc – sumę zwaloryzowanej wartości pomocy inwestycyjnej, wyrażoną w złotych, PIi – wartość w roku „i” pomocy inwestycyjnej, wyrażoną w złotych, udzieloną w danym roku „i”, j – rok kalendarzowy, w którym wytwórca złożył wniosek, o którym mowa w ust. 5, i – kolejne lata kalendarzowe liczone od roku kalendarzowego „u” do roku kalendarzowego „j”, u – rok kalendarzowy, w którym po raz pierwszy udzielono pomocy inwestycyjnej oznaczonej symbolem PIi, przeznaczonej na realizację inwestycji w zakresie danej morskiej farmy wiatrowej, wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, ri – stopę referencyjną wyrażoną w ułamku dziesiętnym, będącą spadkiem lub wzrostem średniorocznego wskaźnika cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem w roku „i” określonym w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski”, przy czym wartość ri dla roku kalendarzowego „j” wynosi 0; w przypadku gdy do dnia złożenia wniosku, o którym mowa w ust. 5, stopa referencyjna w roku „i” nie została ogłoszona, należy przyjąć spadek lub wzrost wskaźnika cen towarów i usług konsumpcyjnych z listopada roku „i” w ujęciu rok do roku, Pk – stosunek mocy zainstalowanej elektrycznej objętej wnioskiem o udzielenie lub zmianę koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej do mocy zainstalowanej elektrycznej morskiej farmy wiatrowej, o której mowa w art. 18 ust. 4 albo art. 31 ust. 4 pkt 2, z uwzględnieniem art. 22 albo art. 32. 4. Wytwórcy, o których mowa w art. 13 ust. 1 albo art. 26 ust. 1, dokonują obliczenia ceny skorygowanej stanowiącej podstawę wypłaty ujemnego salda według następującego wzoru: PIc Cs = Co − I gdzie poszczególne symbole oznaczają: Cs – cenę skorygowaną, wyrażoną w zł/MWh; w przypadku nieudzielenia pomocy inwestycyjnej, o której mowa w ust. 1, wartość Cs jest równa wartości Co, Co – cenę wskazaną w decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo wynikającą z oferty, o której mowa w art. 31 ust. 1, albo cenę skorygowaną, o której mowa w art. 11 ust. 3, z uwzględnieniem waloryzacji, o której mowa w art. 38 ust. 5, z uwzględnieniem art. 38 ust. 5a i 5b, na dzień złożenia wniosku, o którym mowa w ust. 5, PIc – sumę zwaloryzowanej wartości pomocy inwestycyjnej, o której mowa w ust. 1, wyrażoną w złotych, obliczoną zgodnie z ust. 3, I – ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh, obliczoną zgodnie z art. 7, w oparciu o moc zainstalowaną elektryczną morskiej farmy wiatrowej, objętą wnioskiem o udzielenie lub zmianę koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej. 5. Do wniosku o udzielenie koncesji na wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej lub do wniosku o zmianę tej koncesji w zakresie mocy zainstalowanej elektrycznej morskiej farmy wiatrowej wytwórca ubiegający się o przyznanie prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3 albo w rozdziale 4 załącza oświadczenie o następującej treści: „Świadomy odpowiedzialności karnej za złożenie fałszywego oświadczenia wynikającej z art. 233 § 6 ustawy z dnia 6 czerwca 1997 r. – Kodeks karny oświadczam, że wartość pomocy inwestycyjnej, o której mowa w art. 10 ust. 1 ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych, obliczona zgodnie z art. 10 ust. 2 i 3 tej ustawy, wynosi (...) złotych. Cena skorygowana obliczona zgodnie z art. 10 ust. 4 tej ustawy wynosi (...) złotych za 1 MWh.”; klauzula ta zastępuje pouczenie organu o odpowiedzialności karnej za składanie fałszywego oświadczenia. 6. W przypadku gdy po dniu złożenia oświadczenia zostanie udzielona pomoc inwestycyjna lub nastąpi zmiana wartości tej pomocy, wytwórca przekazuje Prezesowi URE, najpóźniej w dziesiątym dniu miesiąca następującego po miesiącu, w którym nastąpiło udzielenie lub zmiana wartości takiej pomocy, oświadczenie zawierające jej wartość obliczoną zgodnie z ust. 2, datę jej udzielenia lub zmiany, wskazanie podmiotu udzielającego pomocy oraz cenę skorygowaną. Cenę skorygowaną oblicza się według następującego wzoru: PI Ps Csn = Cs − + Ip Ip gdzie poszczególne symbole oznaczają: Csn – nową cenę skorygowaną, wyrażoną w zł/MWh, która staje się ceną skorygowaną (Cs) obowiązującą od miesiąca następującego po miesiącu złożenia oświadczenia, o którym mowa w zdaniu pierwszym, stanowiącą podstawę wypłaty ujemnego salda zgodnie z art. 40 ust. 1 pkt 3, Cs – cenę skorygowaną, wyrażoną w zł/MWh, z uwzględnieniem art. 38 ust. 5, z uwzględnieniem art. 38 ust. 5a i 5b, obowiązującą do końca miesiąca, w którym złożono oświadczenie, o którym mowa w zdaniu pierwszym, stanowiącą podstawę wypłaty ujemnego salda zgodnie z art. 40 ust. 1 pkt 3, PI – wysokość udzielonej pomocy inwestycyjnej lub wzrost jej wartości, wyrażone w złotych, udzielonej po dniu złożenia oświadczenia, o którym mowa w ust. 5, obliczone zgodnie z ust. 2, Ps – spadek wartości udzielonej pomocy inwestycyjnej, wyrażony w złotych, po dniu złożenia oświadczenia, o którym mowa w ust. 5, obliczony zgodnie z ust. 2, Ip – ilość energii elektrycznej, wyrażonej w MWh, obliczoną zgodnie z art. 7, w oparciu o moc zainstalowaną elektryczną morskiej farmy wiatrowej, objętą wnioskiem o udzielenie lub zmianę koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej, pomniejszoną o ilość energii elektrycznej, w odniesieniu do której wytwórca otrzymał kwotę przeznaczoną na pokrycie ujemnego salda do końca miesiąca poprzedzającego miesiąc, w którym udzielono pomocy PI, stanowiącą podstawę wypłaty ujemnego salda zgodnie z art. 40 ust. 1 pkt 3. 6a. W przypadku, o którym mowa w art. 3a, gdy pomoc inwestycyjna została przeznaczona na realizację inwestycji w zakresie morskiej stacji transformatorowej lub zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy lub jego elementów, wykorzystywanych przez więcej niż jedną morską farmę wiatrową, zwaną dalej „inwestycją wspólną”:
1) wartość pomocy inwestycyjnej oblicza się proporcjonalnie do ilości energii elektrycznej, o której mowa w ust. 4 i 6, w odniesieniu do każdej z morskich farm wiatrowych wykorzystujących inwestycję wspólną, na którą została przeznaczona pomoc inwestycyjna;
2) obowiązek złożenia oświadczenia, o którym mowa w ust. 5, obejmuje wszystkich wytwórców, ubiegających się o przyznanie prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3 albo w rozdziale 4, wykorzystujących inwestycję wspólną, na którą została przeznaczona pomoc inwestycyjna;
3) złożenie wniosku, o którym mowa w ust. 5, w odniesieniu do każdej kolejnej morskiej farmy wiatrowej wykorzystującej inwestycję wspólną, na którą została przyznana pomoc inwestycyjna, uprawnia do obliczenia ceny skorygowanej, w sposób, o którym mowa w pkt 1, w odniesieniu do każdej morskiej farmy wiatrowej wykorzystującej daną inwestycję wspólną, dla której złożono wniosek, o którym mowa w ust. 5;
4) złożenie wniosku, o którym mowa w ust. 5, w odniesieniu do każdej kolejnej morskiej farmy wiatrowej wykorzystującej inwestycję wspólną, na którą została przyznana pomoc inwestycyjna, wymaga aktualizacji ceny skorygowanej w odniesieniu do każdej morskiej farmy wiatrowej wykorzystującej daną inwestycję wspólną, dla której wcześniej złożono wniosek, o którym mowa w ust. 5;
5) postanowienia ust. 6 i 7 stosuje się odpowiednio do każdego z wytwórców, ubiegających się o przyznanie prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3 albo w rozdziale 4, wykorzystujących inwestycję, na którą została przeznaczona pomoc inwestycyjna. 7. O wysokości ceny skorygowanej wytwórca powiadamia operatora rozliczeń energii odnawialnej w terminie, o którym mowa w ust. 6. 8. Wytwórca, który uzyskał decyzję, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo którego oferta wygrała aukcję, jest obowiązany do przekazywania Prezesowi URE, w całym okresie, w którym może korzystać z prawa do pokrycia ujemnego salda, w terminie 30 dni od zakończenia roku kalendarzowego, oświadczenia o nieudzieleniu pomocy inwestycyjnej w poprzednim roku kalendarzowym albo oświadczenia o wartości tej pomocy obliczonej zgodnie z ust. 2, zawierającego datę jej udzielenia oraz wskazanie podmiotu udzielającego pomocy. 9. Prezes URE, w szczególności po udzieleniu koncesji na wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej lub po wydaniu decyzji o zmianie tej koncesji w zakresie mocy zainstalowanej elektrycznej morskiej farmy wiatrowej, przekazuje operatorowi rozliczeń energii odnawialnej, ministrowi właściwemu do spraw klimatu oraz ministrowi właściwemu do spraw aktywów państwowych informację o wysokości ceny skorygowanej energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej podanej w oświadczeniu, o którym mowa w ust. 5.

1. W przypadku zbycia przez wytwórcę zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy zgodnie z art. 58–61, jest on obowiązany, w terminie 30 dni od dnia zawarcia umowy sprzedaży albo ustalenia treści tej umowy w sposób określony w art. 58 ust. 8, wystąpić do Prezesa URE z wnioskiem o aktualizację ceny wskazanej w decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo wynikającej z oferty, o której mowa w art. 31 ust. 1, albo ceny skorygowanej, o której mowa w art. 10 ust. 4 albo w art. 10 ust. 6. 2. Do wniosku, o którym mowa w ust. 1, dołącza się:
1) analizę finansową inwestycji w zakresie morskiej farmy wiatrowej, sporządzoną zgodnie ze stanem wiedzy o inwestycji na dzień, o którym mowa odpowiednio w ust. 5 pkt 1 albo pkt 2, zawierającą w szczególności wykaz przepływów pieniężnych, określonych w przepisach wydanych na podstawie ust. 9, aktualnych na dzień składania wniosku,
2) kalkulację ceny skorygowanej będącej podstawą do pokrycia ujemnego salda
– wraz z opinią biegłego rewidenta w rozumieniu ustawy z dnia 11 maja 2017 r. o biegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym (Dz. U. z 2024 r. poz. 1035 i 1863), potwierdzającą prawidłowość przeprowadzonej analizy finansowej i kalkulacji ceny. 2a. W przypadku gdy zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, do którego zbycia doszło zgodnie z art. 58–61, był wykorzystywany przez więcej niż jedną morską farmę wiatrową zgodnie z art. 3a:
1) analizę, o której mowa w ust. 2 pkt 1, składa się w odniesieniu do każdej z morskich farm wiatrowych, które wykorzystywały zbyty zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy;
2) kalkulację ceny skorygowanej, o której mowa w ust. 2 pkt 2, przeprowadza się proporcjonalnie do mocy zainstalowanej każdej z morskich farm wiatrowych, które wykorzystywały zbyty zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy. 3. Prezes URE, w terminie 30 dni od dnia otrzymania wniosku, o którym mowa w ust. 1, ustala cenę skorygowaną będącą podstawą do pokrycia ujemnego salda w okresie, o którym mowa w art. 6, z uwzględnieniem art. 7:
1) w drodze zmiany decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo
2) w drodze decyzji, w przypadku gdy cena wynika z oferty, o której mowa w art. 31 ust. 1
– uwzględniając przepływy pieniężne, o których mowa w przepisach wydanych na podstawie ust. 9. 4. Prezes URE, w ramach weryfikacji wniosku, o którym mowa w ust. 1, może żądać od wytwórcy skorygowania przedstawionych informacji, o których mowa w ust. 2, lub przedłożenia dodatkowych dokumentów lub informacji niezbędnych do prawidłowego wyznaczenia nowej ceny skorygowanej, wyznaczając termin na ich przedłożenie nie dłuższy niż 14 dni. W przypadku, o którym mowa w zdaniu pierwszym, bieg terminu określonego w ust. 3 liczony jest od dnia otrzymania przez Prezesa URE dokumentów lub informacji, o których mowa w zdaniu pierwszym. 5. Cena skorygowana, o której mowa w ust. 3, ustalana przez Prezesa URE, zapewnia wewnętrzną stopę zwrotu z inwestycji równą:
1) wewnętrznej stopie zwrotu z inwestycji wynikającej z ceny ustalonej w decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo z decyzji zmieniającej tę decyzję na podstawie art. 20 ust. 5, wyznaczonej na dzień wydania tych decyzji – w przypadku przyznania prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3;
2) wewnętrznej stopie zwrotu z inwestycji określonej dla ceny objętej ofertą, wyznaczonej na dzień złożenia tej oferty – w przypadku przyznania prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 4. 6. Cena skorygowana, o której mowa w ust. 3, obowiązuje od pierwszego dnia miesiąca następującego po miesiącu, w którym Prezes URE wydał decyzję, o której mowa w ust. 3. 7. Decyzja, o której mowa w ust. 3, podlega natychmiastowemu wykonaniu. 8. Prezes URE niezwłocznie po ustaleniu ceny skorygowanej, o której mowa w ust. 3, przekazuje operatorowi rozliczeń energii odnawialnej oraz ministrowi właściwemu do spraw klimatu informację o wysokości tej ceny. 9. Minister właściwy do spraw klimatu określi, w drodze rozporządzenia:
1) rodzaje przepływów pieniężnych uwzględniane przy obliczeniu ceny skorygowanej, o której mowa w ust. 3,
2) szczegółowy sposób kalkulacji ceny skorygowanej, o której mowa w ust. 2 pkt 2 i ust. 3
– mając na uwadze pomoc inwestycyjną, o której mowa w art. 10 ust. 1, dzień udzielania tej pomocy oraz zasady udzielania pomocy publicznej w zakresie ochrony środowiska i energetyki.

1. Energia elektryczna wytworzona w morskiej farmie wiatrowej po raz pierwszy po dniu wydania decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, lub po dniu zamknięcia sesji aukcji, o której mowa w art. 26 ust. 1, może być przedmiotem prawa do pokrycia ujemnego salda wyłącznie w przypadku, gdy urządzenia wchodzące w skład tej morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy zostały wyprodukowane w okresie 72 miesięcy bezpośrednio poprzedzających dzień wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej w tych urządzeniach, a same urządzenia nie były wcześniej amortyzowane w rozumieniu przepisów o rachunkowości przez jakikolwiek podmiot. 2. Do wniosku o udzielenie koncesji na wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej wytwórca, w celu uzyskania prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3 albo w rozdziale 4, dołącza oświadczenie o następującej treści: „Świadomy odpowiedzialności karnej za złożenie fałszywego oświadczenia wynikającej z art. 233 § 6 ustawy z dnia 6 czerwca 1997 r. – Kodeks karny oświad- czam, że urządzenia wchodzące w skład morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy zostały wyprodukowane w okresie 72 miesięcy bezpośrednio poprzedzających dzień wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej w tych urządzeniach, a same urządzenia nie były wcześniej amortyzowane w rozumieniu przepisów o rachunkowości przez jakikolwiek podmiot.”; klauzula ta zastępuje pouczenie organu o odpowiedzialności karnej za składanie fałszywego oświadczenia. Rozdział 3 Zasady przyznawania prawa do pokrycia ujemnego salda na podstawie decyzji

1. Wniosek, o którym mowa w art. 13 ust. 1, składa się do Prezesa URE. 2. Wniosek, o którym mowa w art. 13 ust. 1, zawiera:
1) imię i nazwisko oraz adres zamieszkania albo nazwę i adres siedziby wytwórcy;
2) informację o mocy zainstalowanej elektrycznej morskiej farmy wiatrowej, nie większej jednak niż moc zainstalowana elektryczna wynikająca ze wstępnych warunków przyłączenia albo warunków przyłączenia, albo umowy lub umów o przyłączenie do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej zawartych dla tej morskiej farmy wiatrowej;
3) lokalizację morskiej farmy wiatrowej, wraz ze wskazaniem, że mieści się w granicach obszarów określonych w załączniku nr 1 do ustawy, i miejsce lub miejsca przyłączenia morskiej farmy wiatrowej określone we wstępnych warunkach przyłączenia albo warunkach przyłączenia, albo w umowie lub umowach o przyłączenie do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej;
4) zobowiązanie się wytwórcy do wytworzenia i wprowadzenia do sieci po raz pierwszy energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej lub jej części po uzyskaniu koncesji, w terminie 7 lat od dnia wydania decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1;
5) wskazanie szacunkowej ilości energii elektrycznej w podziale na kolejne, następujące po sobie lata kalendarzowe, wyrażonej w MWh, jaką wytwórca planuje wytworzyć i wprowadzić do sieci w celu uzyskania pokrycia ujemnego salda;
6) podpis wytwórcy lub osoby upoważnionej do jego reprezentowania, z załączeniem oryginału lub uwierzytelnionej kopii dokumentu poświadczającego umocowanie takiej osoby do działania w imieniu wytwórcy. 3. Do wniosku, o którym mowa w art. 13 ust. 1, wytwórca dołącza:
1) oryginał lub poświadczoną kopię wstępnych warunków przyłączenia albo warunków przyłączenia, albo umowy lub umów o przyłączenie morskiej farmy wiatrowej do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej;
2) mapę potwierdzającą, że lokalizacja morskiej farmy wiatrowej mieści się w granicach obszarów określonych w załączniku nr 1 do ustawy;
3) oryginał lub poświadczoną kopię prawomocnego pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich dla morskiej farmy wiatrowej;
4) harmonogram rzeczowo-finansowy budowy morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, zapewniający wytworzenie i wprowadzenie do sieci energii elektrycznej z morskiej farmy wiatrowej w terminie, o którym mowa w ust. 2 pkt 4;
5) plan łańcucha dostaw materiałów i usług, o którym mowa w art. 42 ust. 1;
6) opis techniczno-ekonomiczny projektowanej inwestycji w zakresie morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, wykazujący, że projektowana inwestycja w zakresie morskiej farmy wiatrowej wraz z tym zespołem urządzeń nie zostałaby zrealizowana w przypadku, w którym dla energii elektrycznej wytworzonej w tej morskiej farmie wiatrowej i wprowadzonej do sieci nie zostałoby przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3;
7) dokument potwierdzający ustanowienie zabezpieczenia, o którym mowa w art. 5 ust. 6, oraz w przypadku ustanowienia kaucji – numer rachunku bankowego prowadzonego w złotych, na który kaucja ma zostać zwrócona w przypadkach, o których mowa w art. 5 ust. 11–13;
8) schemat elektryczny jednokreskowy:
a) morskiej farmy wiatrowej, ze wskazaniem wszystkich urządzeń służących do wytwarzania energii elektrycznej,
b) zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy
– z oznaczeniem lokalizacji układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz miejsca przyłączenia tej instalacji do sieci elektroenergetycznej określonego we wstępnych warunkach przyłączenia albo warunkach przyłączenia, albo umowie lub umowach o przyłączenie do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej. 4. Do wniosku, o którym mowa w art. 13 ust. 1, wytwórca załącza informacje określone w przepisach wydanych na podstawie art. 37 ust. 6 ustawy z dnia 30 kwietnia 2004 r. o postępowaniu w sprawach dotyczących pomocy publicznej. 5. Wytwórca, który uznaje informacje zawarte w planie łańcucha dostaw materiałów i usług, o którym mowa w art. 42 ust. 1, za tajemnicę przedsiębiorstwa, jest obowiązany wskazać, które z informacji stanowią tajemnicę przedsiębiorstwa, oraz załączyć wersję planu niezawierającą tych informacji, podlegającą publikacji zgodnie z art. 16 ust. 3 pkt 2. 6. W przypadku gdy wniosek, o którym mowa w art. 13 ust. 1, nie zawiera wszystkich wymaganych danych lub nie dołączono do niego wszystkich dokumentów, o których mowa w ust. 3 i 4, Prezes URE wzywa wnioskodawcę do uzupełnienia wniosku w wyznaczonym terminie, nie krótszym niż 30 dni od dnia doręczenia wezwania. W przypadku nieuzupełnienia wniosku w wyznaczonym terminie wniosek pozostawia się bez rozpoznania. 7. Art. 31 ustawy z dnia 14 czerwca 1960 r. – Kodeks postępowania administracyjnego (Dz. U. z 2024 r. poz. 572), zwanej dalej „Kodeksem postępowania administracyjnego”, nie stosuje się.

1. Prezes URE, po stwierdzeniu spełnienia wymagań, o których mowa w art. 15, wydaje, w terminie 45 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku, decyzję o przyznaniu wytwórcy prawa do pokrycia ujemnego salda dla energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzonej do sieci. 2. Decyzja zawiera:
1) określenie mocy zainstalowanej elektrycznej morskiej farmy wiatrowej;
2) cenę maksymalną, o której mowa w przepisach wydanych na podstawie art. 25 ust. 2;
3) informację, że:
a) cena będąca podstawą do rozliczenia ujemnego salda przez wytwórcę w okresie, o którym mowa w art. 6, z uwzględnieniem art. 7, zostanie określona w decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1,
b) wypłata ujemnego salda nastąpi po wydaniu przez Komisję Europejską decyzji o zgodności tej pomocy publicznej z rynkiem wewnętrznym oraz po dniu wydania przez Prezesa URE decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1,
c) projektowana inwestycja nie zostałaby zrealizowana w przypadku, w którym dla energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzonej do sieci nie zostałoby przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3. 3. Prezes URE, niezwłocznie po wydaniu decyzji:
1) przekazuje operatorowi rozliczeń energii odnawialnej, ministrowi właściwemu do spraw klimatu oraz ministrowi właściwemu do spraw aktywów państwowych informacje dotyczące:
a) danych wytwórcy,
b) szacunkowej ilości energii elektrycznej, wyrażone w MWh, w podziale na kolejne, następujące po sobie lata kalendarzowe, jaką wytwórca planuje wytworzyć i wprowadzić do sieci w celu uzyskania prawa do pokrycia ujemnego salda;
2) publikuje w Biuletynie Informacji Publicznej Urzędu Regulacji Energetyki, zwanym dalej „Biuletynem Informacji Publicznej URE”, plan łańcucha dostaw materiałów i usług, o którym mowa w art. 42 ust. 1, dołączony przez wytwórcę zgodnie z art. 15 ust. 3 pkt 5. 4. Prezes URE wydaje decyzję o odmowie przyznania wytwórcy prawa do pokrycia ujemnego salda dla energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzonej do sieci, w przypadku gdy:
1) wytwórca nie przedstawił danych lub informacji potwierdzających spełnienie wymagań wynikających z art. 15 lub
2) upłynął termin określony w art. 13 ust. 1, lub
3) wytwórca złożył oświadczenie, o którym mowa w art. 48 ust. 2, lub
4) wytwórca jest przedsiębiorstwem w trudnej sytuacji w rozumieniu art. 2 pkt 18 lit. a–c lub e rozporządzenia Komisji (UE) nr 651/2014 z dnia 17 czerwca 2014 r. uznającego niektóre rodzaje pomocy za zgodne z rynkiem wewnętrznym w zastosowaniu art. 107 i 108 Traktatu (Dz. Urz. UE L 187 z 26.06.2014, str. 1, z późn. zm.3)), lub
3) Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 329 z 15.12.2015, str. 28, Dz. Urz. UE L 149 z 07.06.2016, str. 10, Dz. Urz. UE L 156 z 20.06.2017, str. 1, Dz. Urz. UE L 236 z 14.09.2017, str. 28, Dz. Urz. UE L 26 z 31.01.2018, str. 53, Dz. Urz. UE L 215 z 07.07.2020, str. 3, Dz. Urz. UE L 89 z 16.03.2021, str. 1 oraz Dz. Urz. UE L 270 z 29.07.2021, str. 39.
5) opis techniczno-ekonomiczny projektowanej inwestycji, o którym mowa w art. 15 ust. 3 pkt 6, wskazuje, że inwestycja ta zostałaby przeprowadzona w przypadku, w którym dla energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzonej do sieci nie zostałoby przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3, lub
6) w przypadku określonym w ust. 6. 5. W przypadku przekroczenia łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej określonej w art. 14 ust. 1 Prezes URE zawiadamia wytwórcę o przekroczeniu tej mocy i wysokości przekroczenia. 6. Wytwórca może, w terminie 21 dni od dnia otrzymania zawiadomienia, o którym mowa w ust. 5, zmienić wniosek, o którym mowa w art. 13 ust. 1, przez obniżenie maksymalnej mocy zainstalowanej elektrycznej morskiej farmy wiatrowej o wysokość przekroczenia, o której mowa w ust. 5. W przypadku niezłożenia takiego wniosku w terminie Prezes URE wydaje decyzję o odmowie przyznania wytwórcy prawa do pokrycia ujemnego salda dla energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzonej do sieci.

1. Po otrzymaniu informacji, o której mowa w art. 39 ust. 1, Prezes URE zmienia decyzję, o której mowa w art. 16 ust. 1, i ustala cenę będącą podstawą do pokrycia ujemnego salda w okresie, o którym mowa w art. 6, z uwzględnieniem art. 7. 2. Ustalając cenę, o której mowa w ust. 1, Prezes URE uwzględnia:
1) istotne parametry techniczne i ekonomiczne funkcjonowania morskiej farmy wiatrowej, w stosunku do której wytwórca ubiega się o prawo do pokrycia ujemnego salda;
2) koszty operacyjne oraz dodatkowe koszty inwestycyjne ponoszone w okresie eksploatacji, w którym wytwórca będzie korzystał z prawa do pokrycia ujemnego salda;
3) koszty inwestycyjne ponoszone w okresie przygotowania projektu i budowy morskiej farmy wiatrowej wraz z niezbędną infrastrukturą techniczną oraz zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, a także koszty całkowitej likwidacji morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, po zakończeniu jej eksploatacji;
4) uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą w zakresie przygotowania, budowy i eksploatacji morskiej farmy wiatrowej. 3. Cena, o której mowa w ust. 1, nie może być wyższa niż cena będąca podstawą do rozliczenia ujemnego salda wynikająca z decyzji, o której mowa w art. 39 ust. 1. 4. W decyzji, o której mowa w ust. 1, Prezes URE określa również moc zainstalowaną elektryczną morskiej farmy wiatrowej – w przypadku, o którym mowa w art. 21 ust. 1. 5. Prezes URE ma prawo żądania przedstawienia przez wytwórcę wszelkich dokumentów i informacji niezbędnych do prawidłowego ustalenia ceny, o której mowa w ust. 1, wyznaczając termin na ich przedłożenie nie dłuższy niż 14 dni. 6. Prezes URE zmienia decyzję, o której mowa w ust. 1, po zasięgnięciu opinii niezależnego eksperta, w terminie 90 dni od dnia otrzymania informacji, o której mowa w art. 39 ust. 1. Niezależnym ekspertem może być, w szczególności biegły rewident w rozumieniu ustawy z dnia 11 maja 2017 r. o biegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym, który udokumentuje przeprowadzenie badania sprawozdania finansowego w okresie 5 ostatnich lat dla co najmniej 2 podmiotów będących wytwórcami energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, każdy z podmiotów o wartości sumy bilansowej nie mniejszej niż 300 mln złotych, w tym wartości aktywów trwałych dotyczących odnawialnych źródeł energii nie mniejszej niż 150 mln złotych. 7. Koszty sporządzenia opinii, o której mowa w ust. 6, obciążają wytwórcę. 8. Prezes URE informuje operatora rozliczeń energii odnawialnej i operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego, do sieci którego ma być przyłączona morska farma wiatrowa, o wydaniu decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, w terminie 14 dni od dnia jej wydania.

1. W przypadku gdy po wydaniu decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, i przed rozpoczęciem prac związanych z budową morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzania mocy nastąpiła istotna zmiana w parametrach rzeczowo-finansowych realizacji tej inwestycji powodująca zwiększenie wewnętrznej stopy zwrotu tej inwestycji o więcej niż 0,5 punktu procentowego w stosunku do wewnętrznej stopy zwrotu wynikającej z ceny ustalonej w decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, wytwórca występuje do Prezesa URE z wnioskiem o aktualizację ceny wskazanej w tej decyzji. 2. Przez rozpoczęcie prac, o których mowa w ust. 1, należy rozumieć rozpoczęcie robót budowlanych związanych z inwestycją w zakresie morskiej farmy wiatrowej lub zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy albo pierwsze wiążące zobowiązanie do zamówienia urządzeń lub inne zobowiązanie, które sprawia, że ta inwestycja staje się nieodwracalna. Zakupu gruntów oraz prac przygotowawczych, takich jak uzyskiwanie zezwoleń i wykonywanie studiów wykonalności, nie uznaje się za rozpoczęcie prac. 3. We wniosku, o którym mowa w ust. 1, wytwórca wskazuje kalkulację ceny zapewniającej wewnętrzną stopę zwrotu inwestycji w zakresie morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy:
1) równą wewnętrznej stopie zwrotu wynikającej z ceny ustalonej w decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, powiększonej o sumę 0,5 punktu procentowego i połowy zwiększenia wewnętrznej stopy zwrotu przedsięwzięcia, o którym mowa w ust. 1, ponad 0,5 punktu procentowego,
2) nie wyższą jednak niż wewnętrzna stopa zwrotu wynikająca z ceny ustalonej w decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, powiększona o 1 punkt procentowy
– biorąc pod uwagę stan wiedzy na temat inwestycji, w tym jej przepływów pieniężnych, na dzień wydania decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, oraz z uwzględnieniem waloryzacji, o której mowa w art. 38 ust. 5. 4. Do wniosku, o którym mowa w ust. 1, wytwórca dołącza oryginały lub poświadczone kopie:
1) analizy finansowej inwestycji w zakresie morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy przedłożonej w celu uzyskania decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1;
2) harmonogramu rzeczowo-finansowego budowy morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, o którym mowa w art. 15 ust. 3 pkt 4, wraz z analizą finansową, o której mowa w pkt 1, zaktu- alizowanymi na dzień złożenia wniosku wyłącznie w odniesieniu do kosztów budowy będących konsekwencją zmian, o których mowa w ust. 1, i zweryfikowanymi przez biegłego rewidenta w rozumieniu ustawy z dnia 11 maja 2017 r. o biegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym. 5. Prezes URE zmienia decyzję, o której mowa w art. 18 ust. 1, w terminie 45 dni od dnia otrzymania wniosku, o którym mowa w ust. 1, albo odmawia zmiany tej decyzji, w przypadku gdy wniosek nie spełnia wymagań, o których mowa w ust. 3 lub 4.

1. Wytwórca, któremu wydano decyzję, o której mowa w art. 18 ust. 1, może wystąpić do Prezesa URE z wnioskiem o wyrażenie zgody na wydłużenie terminu, o którym mowa w art. 15 ust. 2 pkt 4, w przypadku gdy zaistniały okoliczności uniemożliwiające wytwórcy realizację inwestycji w zakresie morskiej farmy wiatrowej zgodnie z harmonogramem rzeczowo-finansowym, o którym mowa w art. 15 ust. 3 pkt 4, obejmujące:
1) wystąpienie działania siły wyższej, rozumianej jako zdarzenie lub seria zdarzeń, niezależnych od wytwórcy, których nie mógł on uniknąć lub przezwyciężyć, do których zalicza się w szczególności:
a) klęski żywiołowe, w tym katastrofę naturalną w rozumieniu ustawy z dnia 18 kwietnia 2002 r. o stanie klęski żywiołowej (Dz. U. z 2025 r. poz. 112),
b) wojnę, działania wojenne, akty terroryzmu, zamieszki, awarię elektrowni jądrowej lub awarię o znacznych rozmiarach w krajowym systemie elektroenergetycznym;
c) wystąpienie stanu epidemii lub stanu zagrożenia epidemicznego o charakterze i w rozmiarach przekraczających możliwości działania właściwych organów administracji rządowej i organów jednostek samorządu terytorialnego
– o okres nie dłuższy niż od dnia wystąpienia działania siły wyższej do dnia ustania skutków siły wyższej uniemożliwiających wytwórcy realizację inwestycji w zakresie morskiej farmy wiatrowej;
2) naruszenie przez operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego harmonogramu realizacji umowy o przyłączenie o okres, o który ten operator naruszył harmonogram;
3) zdarzenie, działanie lub zaniechanie osoby trzeciej, będące następstwem okoliczności, za które wytwórca nie ponosi odpowiedzialności, o okres nie dłuższy niż 12 miesięcy licząc od dnia upływu terminu, o którym mowa w art. 15 ust. 2 pkt 4. 2. Wniosek, o którym mowa w ust. 1, zawiera:
1) imię i nazwisko oraz adres zamieszkania albo nazwę i adres siedziby wytwórcy;
2) wskazanie decyzji, której dotyczy wniosek;
3) wskazanie okresu niezbędnego do realizacji inwestycji w wyniku zaistniałych opóźnień;
4) uzasadnienie potwierdzające zaistnienie przesłanek, o których mowa w ust. 1. 3. Do wniosku wytwórca załącza:
1) szczegółową dokumentację potwierdzającą zaistnienie przesłanek, o których mowa w ust. 1;
2) zaktualizowany harmonogram rzeczowo-finansowy, o którym mowa w art. 15 ust. 3 pkt 4, wskazujący na możliwość realizacji inwestycji w okresie, o którym mowa w ust. 2 pkt 3;
3) gwarancję bankową lub ubezpieczeniową, której termin obowiązywania przekracza o 120 dni okres, o którym mowa w ust. 2 pkt 3 – w przypadku gdy decyzja, której dotyczy wniosek, o którym mowa w ust. 1, dotyczy instalacji, dla której ustanowiono zabezpieczenie w postaci gwarancji bankowej lub ubezpieczeniowej;
4) w przypadku, o którym mowa w ust. 1 pkt 1, dokumentację potwierdzającą brak możliwości realizacji inwestycji w zakresie morskiej farmy wiatrowej w okresie działania skutków siły wyższej. 4. Prezes URE zmienia decyzję, o której mowa w art. 18 ust. 1, w terminie 14 dni od dnia otrzymania kompletnego wniosku, o którym mowa w ust. 1, przez wydłużenie terminu, o którym mowa w art. 15 ust. 2 pkt 4, ze wskazaniem nowego terminu. Wydłużenie terminu następuje o czas niezbędny do realizacji inwestycji, nie dłuższy niż:
1) okres wskazany we wniosku oraz
2) czas opóźnienia spowodowanego okolicznościami określonymi w ust. 1. 5. Prezes URE odmawia zmiany decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, w przypadku braku zaistnienia przesłanek, o których mowa w ust. 1, lub w przypadku gdy wniosek nie spełnia wymagań, o których mowa w ust. 2 i 3.

1. Cenę maksymalną, o której mowa w ust. 2, ustala się na poziomie umożliwiającym realizację inwestycji w zakresie budowy morskich farm wiatrowych o łącznej mocy zainstalowanej, o której mowa w art. 14 ust. 1, z uwzględnieniem istotnych parametrów technicznych i ekonomicznych funkcjonowania morskich farm wiatrowych oraz mając na uwadze konieczność uniknięcia nadmiernego obciążenia odbiorców końcowych. 2. Minister właściwy do spraw klimatu, po zasięgnięciu opinii ministra właściwego do spraw aktywów państwowych, określi, w drodze rozporządzenia, cenę maksymalną za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wpro- wadzoną do sieci w złotych za 1 MWh, będącą podstawą rozliczenia prawa do pokrycia ujemnego salda, uwzględniając:
1) koszty operacyjne oraz dodatkowe koszty inwestycyjne ponoszone w okresie eksploatacji, w którym wytwórcy będą korzystać z prawa do pokrycia ujemnego salda;
2) koszty inwestycyjne ponoszone w okresie przygotowania projektu i budowy morskiej farmy wiatrowej wraz z niezbędną infrastrukturą techniczną oraz zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, a także koszty całkowitej likwidacji morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, po zakończeniu jej eksploatacji;
3) uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą w zakresie przygotowania, budowy i eksploatacji morskiej farmy wiatrowej.

Art. 25a. Minister właściwy do spraw klimatu ogłasza w drodze obwieszczenia w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski”:
1) kurs wymiany euro, przyjęty do obliczenia ceny maksymalnej określonej w przepisach wykonawczych wydanych na podstawie art. 25 ust. 2;
2) cenę maksymalną, określoną w przepisach wykonawczych wydanych na podstawie art. 25 ust. 2, w przeliczeniu na euro zgodnie z kursem, o którym mowa w pkt 1. Rozdział 4 Zasady uczestnictwa w aukcji dla morskich farm wiatrowych

1. Prawo do pokrycia ujemnego salda może być przyznane w drodze aukcji wytwórcy, który uzyskał zaświadczenie o dopuszczeniu do aukcji, o którym mowa w art. 27 ust. 1, oraz wytworzy energię elektryczną po raz pierwszy po dniu zamknięcia sesji aukcji w morskiej farmie wiatrowej zlokalizowanej w granicach obszaru określonego w załączniku nr 1 lub 2 do ustawy. 1a. Wytwórca może ubiegać się o przyznanie prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w niniejszym rozdziale w odniesieniu do dwóch morskich farm wiatrowych, zlokalizowanych w granicach tego samego obszaru określonego w załączniku nr 2 do ustawy. W przypadku, o którym mowa w zdaniu pierwszym, w ramach tej samej aukcji, wytwórca może złożyć ofertę wyłącznie dla jednej morskiej farmy wiatrowej zlokalizowanej w granicach tego samego obszaru określonego w załączniku nr 2 do ustawy, przy czym oferta ta podlega odrzuceniu, jeżeli wytwórca złożył kolejną ofertę dla innej morskiej farmy wiatrowej zlokalizowanej w granicach tego obszaru. 1b. W przypadku, o którym mowa w ust. 1a:
1) sumaryczna moc zainstalowana obu morskich farm wiatrowych nie może przekraczać maksymalnej mocy zainstalowanej wynikającej z pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń wydanego dla przedsięwzięcia zlokalizowanego w granicach danego obszaru określonego w załączniku nr 2 do ustawy oraz
2) moc zainstalowana każdej z morskich farm wiatrowych, o których mowa w ust. 1a, nie może być mniejsza niż 25 % maksymalnej mocy zainstalowanej wynikającej z pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń wydanego dla przedsięwzięcia zlokalizowanego w granicach danego obszaru określonego w załączniku nr 2 do ustawy. 1c. Wytwórca, któremu przyznano prawo do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3, może ubiegać się o przyznanie prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w niniejszym rozdziale w odniesieniu do drugiej morskiej farmy wiatrowej, zlokalizowanej w granicach tego samego obszaru określonego w załączniku nr 1 do ustawy. Przepisów art. 3a tej ustawy oraz art. 7 ust. 1f ustawy – Prawo energetyczne nie stosuje się. 1d. W przypadku, o którym mowa w ust. 1c, moc zainstalowana elektryczna drugiej morskiej farmy wiatrowej, zlokalizowanej w granicach tego samego obszaru określonego w załączniku nr 1 do ustawy, nie może być większa niż różnica między maksymalną mocą zainstalowaną elektryczną wynikającą z pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń wydanego dla przedsięwzięcia zlokalizowanego w granicach danego obszaru określonego w załączniku nr 1 do ustawy a mocą zainstalowaną elektryczną farmy wiatrowej zlokalizowanej w granicach obszaru określonego w załączniku nr 1 do ustawy, dla której wytwórca uzyskał prawo do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3, wskazaną w decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1 lub art. 22 ust. 1. 2. Wytwórca, który zamierza uczestniczyć w aukcji, podlega ocenie formalnej przygotowania do wytwarzania energii elektrycznej w danej morskiej farmie wiatrowej i wprowadzania tej energii do sieci. 3. Postępowanie w sprawie oceny formalnej, o której mowa w ust. 2, przeprowadza Prezes URE na wniosek wytwórcy o wydanie zaświadczenia o dopuszczeniu do udziału w aukcji. 4. Wniosek o wydanie zaświadczenia o dopuszczeniu do udziału w aukcji zawiera:
1) imię i nazwisko oraz adres zamieszkania albo nazwę i adres siedziby wytwórcy;
2) lokalizację i moc zainstalowaną elektryczną morskiej farmy wiatrowej, nie większą jednak niż moc zainstalowana elektryczna wynikająca z pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich dla przedsięwzięć zlokalizowanych w wyłącznej strefie ekonomicznej;
3) miejsce albo miejsca przyłączenia danej morskiej farmy wiatrowej określone we wstępnych warunkach przyłączenia albo w umowie o przyłączenie danej morskiej farmy wiatrowej do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej;
4) podpis wytwórcy lub osoby upoważnionej do jego reprezentowania. 5. Do wniosku o wydanie zaświadczenia o dopuszczeniu do aukcji wytwórca dołącza:
1) oryginał lub poświadczoną kopię wstępnych warunków przyłączenia albo umowy o przyłączenie danej morskiej farmy wiatrowej do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej;
2) oryginał lub poświadczoną kopię decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla danej morskiej farmy wiatrowej;
3) oryginał lub poświadczoną kopię prawomocnego pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich dla danej morskiej farmy wiatrowej;
4) harmonogram rzeczowo-finansowy budowy danej morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, zapewniający wytworzenie i wprowadzenie do sieci energii elektrycznej z danej morskiej farmy wiatrowej w terminie określonym w art. 31 ust. 4 pkt 5;
5) plan łańcucha dostaw materiałów i usług, o którym mowa w art. 42 ust. 1;
6) (uchylony)
7) schemat elektryczny jednokreskowy:
a) morskiej farmy wiatrowej, ze wskazaniem wszystkich urządzeń służących do wytwarzania energii elektrycznej,
b) zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy
– z oznaczeniem lokalizacji układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz miejsca przyłączenia tej instalacji do sieci elektroenergetycznej określonego we wstępnych warunkach przyłączenia albo w umowie o przyłączenie do sieci;
8) mapę potwierdzającą, że dana morska farma wiatrowa jest zlokalizowana w granicach obszaru, o którym mowa w ust. 1;
9) w przypadku podpisania wniosku przez osobę upoważnioną do reprezentowania wytwórcy – oryginał lub uwierzytelnioną kopię dokumentu poświadczającego umocowanie takiej osoby do działania w imieniu wytwórcy;
10) złożone pod rygorem odpowiedzialności karnej za składanie fałszywych oświadczeń oświadczenie o następującej treści: „Świadomy odpowiedzialności karnej za złożenie fałszywego oświadczenia wynikającej z art. 233 § 6 ustawy z dnia 6 czerwca 1997 r. – Kodeks karny oświadczam, że przedsiębiorstwo nie znajduje się w trudnej sytuacji w rozumieniu art. 2 pkt 18 lit. a–c lub e rozporządzenia Komisji (UE) nr 651/2014 z dnia 17 czerwca 2014 r. uznającego niektóre rodzaje pomocy za zgodne z rynkiem wewnętrznym w zastosowaniu art. 107 i 108 Traktatu (Dz. Urz. UE L 187 z 26.06.2014, str. 1, z późn. zm.4)) oraz, że na przedsiębiorstwie nie ciąży obowiązek zwrotu pomocy publicznej, wynikający z decyzji Komisji Europejskiej uznającej taką pomoc za niezgodną z prawem oraz z rynkiem wewnętrznym.”; klauzula ta zastępuje pouczenie organu o odpowiedzialności karnej za składanie fałszywego oświadczenia. 5a. W przypadkach, o których mowa w ust. 1a i 1c, wytwórca zamiast dokumentów wskazanych w ust. 5 pkt 2, 3 i 8 może dołączyć tożsame dokumenty dla całego obszaru wskazanego w załączniku nr 1 lub 2 do ustawy, na którym będzie zlokalizowana dana morska farma wiatrowa, o ile uwzględniają moc zainstalowaną elektryczną obu morskich farm wiatrowych zlokalizowanych na tym obszarze. Mapa, o której mowa w ust. 5 pkt 8, musi precyzyjnie wskazywać granice obu morskich farm wiatrowych. 6. (uchylony) 7. Przepisy art. 15 ust. 5–7 stosuje się odpowiednio.

1. Prezes URE wydaje zaświadczenie o dopuszczeniu do aukcji albo odmawia jego wydania w terminie 45 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku o wydanie tego zaświadczenia. 2. Prezes URE odmawia wydania zaświadczenia o dopuszczeniu do aukcji, w drodze postanowienia, w przypadku gdy:
1) wniosek o wydanie zaświadczenia o dopuszczeniu do udziału w aukcji nie spełnia wymagań, o których mowa w art. 26 ust. 4–5a, z uwzględnieniem ust. 2a, lub
2) wytwórca złożył oświadczenie, o którym mowa w art. 48 ust. 2, lub
3) (uchylony)
4) Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 329 z 15.12.2015, str. 28, Dz. Urz. UE L 149 z 07.06.2016, str. 10, Dz. Urz. UE L 156 z 20.06.2017, str. 1, Dz. Urz. UE L 236 z 14.09.2017, str. 28, Dz. Urz. UE L 26 z 31.01.2018, str. 53, Dz. Urz. UE L 215 z 07.07.2020, str. 3, Dz. Urz. UE L 270 z 29.07.2021, str. 39, Dz. Urz. UE L 119 z 05.05.2023, str. 159 oraz Dz. Urz. UE L 167 z 30.06.2023, str. 1.
4) dla morskiej farmy wiatrowej, o której mowa w art. 26 ust. 1c, wskazana we wniosku o wydanie zaświadczenia o dopuszczeniu do udziału w aukcji moc zainstalowana elektryczna morskiej farmy wiatrowej, o której mowa w art. 26 ust. 4 pkt 2, przekracza wartość, o której mowa w art. 33 ust. 2a. 2a. W przypadku przedłożenia przez wytwórcę wszystkich prawidłowych dokumentów, o których mowa w art. 26 ust. 5, z wyjątkiem dokumentu, o którym mowa w art. 26 ust. 5 pkt 2, Prezes URE może, na wniosek wytwórcy, wydać wstępne zaświadczenie o dopuszczeniu do udziału w aukcji. 3. (uchylony) 4. Termin ważności zaświadczenia o dopuszczeniu do aukcji wynosi 36 miesięcy od dnia wydania zaświadczenia. Termin ten nie może być dłuższy niż termin ważności dokumentów, o których mowa w art. 26 ust. 5 pkt 1 i 3. 5. Termin ważności wstępnego zaświadczenia o dopuszczeniu do udziału w aukcji, o którym mowa w ust. 2a, wynosi 12 miesięcy od dnia jego wydania i nie może być dłuższy niż termin ważności dokumentów, o których mowa w art. 26 ust. 5 pkt 1 i 3. 6. Wstępne zaświadczenie o dopuszczeniu do udziału w aukcji nie uprawnia do udziału w aukcji. 7. Prezes URE w terminie 14 dni od dnia uzupełnienia przez wytwórcę wniosku o wydanie zaświadczenia o dopuszczeniu do udziału w aukcji o dokument, o którym mowa w art. 26 ust. 5 pkt 2, dokonuje ponownej oceny formalnej tego wniosku i wydaje zaświadczenie o dopuszczeniu do udziału w aukcji albo odmawia jego wydania. Przepisy art. 27 ust. 2 i 4 stosuje się.

1. Prezes URE ogłasza, organizuje i przeprowadza aukcje. 2.5) Aukcje przeprowadza się w:
5) Nie stosuje się do dnia wydania pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w tych przepisach z rynkiem wewnętrznym albo uznania przez Komisję Europejską, że zmiany przepisów nie stanowią nowej pomocy publicznej, na podstawie art. 48
1) latach 2025, 2027, 2029 i 2031;
2) 2032 r. – w przypadku określonym w ust. 5;
3) latach innych niż wymienione w pkt 1 i 2, począwszy od 2033 r., w przypadku wydania przepisów na podstawie ust. 6. 3. Maksymalna łączna moc zainstalowana elektryczna morskich farm wiatrowych, w odniesieniu do których może zostać przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda w drodze aukcji w kolejnych latach kalendarzowych, wynosi w:
1) 2025 r. – 4 GW;
2)5) 2027 r. – 4 GW;
3)5) 2029 r. – 2 GW;
4)5) 2031 r. – 2 GW. 4. W przypadku gdy łączna moc zainstalowana elektryczna morskich farm wiatrowych wynikająca z ofert, które wygrały aukcje, jest mniejsza od maksymalnej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych określonej dla danego roku kalendarzowego w ust. 3, pozostała różnica powiększa maksymalną moc zainstalowaną elektryczną morskich farm wiatrowych, w odniesieniu do których może zostać przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda w drodze kolejnej aukcji. 5.6) W przypadku gdy łączna moc zainstalowana elektryczna morskich farm wiatrowych, wynikająca z ofert, które wygrały aukcję w 2031 r., jest mniejsza od maksymalnej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych określonej dla tego roku kalendarzowego zgodnie z ust. 3 pkt 4 i ust. 4, Prezes URE przeprowadza aukcję dla pozostałej różnicy w 2032 r., pod warunkiem że wynosi ona co najmniej 500 MW. 6. Rada Ministrów może określić, w drodze rozporządzenia, do dnia 30 kwietnia danego roku, maksymalną łączną moc zainstalowaną elektryczną morskich farm wiatrowych, w odniesieniu do których może zostać przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda w drodze aukcji w następnym roku kalendarzowym, uwzględniając: ustawy z dnia 17 sierpnia 2023 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. poz. 1762).
6) Nie stosuje się do dnia wydania pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w tych przepisach z rynkiem wewnętrznym albo uznania przez Komisję Europejską, że zmiany przepisów nie stanowią nowej pomocy publicznej, na podstawie art. 48 ustawy z dnia 17 sierpnia 2023 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. poz. 1762).
1) istotne parametry techniczne i ekonomiczne funkcjonowania morskich farm wiatrowych;
2) koszty operacyjne oraz dodatkowe koszty inwestycyjne ponoszone w okresie eksploatacji, w którym wytwórcy będą korzystać z prawa do pokrycia ujemnego salda;
3) koszty inwestycyjne ponoszone w okresie przygotowania projektu i budowy morskiej farmy wiatrowej wraz z niezbędną infrastrukturą techniczną oraz zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, a także koszty całkowitej likwidacji morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, po zakończeniu jej eksploatacji;
4) uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą w zakresie przygotowania, budowy i eksploatacji morskiej farmy wiatrowej;
5) bezpieczeństwo energetyczne państwa;
6) strategiczne kierunki działań państwa w sektorze energii. 7.7) Maksymalna łączna moc zainstalowana elektryczna morskich farm wiatrowych, w odniesieniu do których może zostać przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda w drodze aukcji w 2025 r., 2027 r., 2029 r. i 2031 r., może zostać obniżona, w przypadku gdy jest to niezbędne dla zrównoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię w rozumieniu ustawy – Prawo energetyczne. 8. W przypadku, o którym mowa w ust. 7, w terminie do dnia 31 sierpnia roku poprzedzającego rok przeprowadzenia aukcji Rada Ministrów może, w drodze rozporządzenia, obniżyć wielkość maksymalnej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych, o której mowa w ust. 3, mając na uwadze bezpieczeństwo funkcjonowania systemu energetycznego, bezpieczeństwo dostaw energii oraz potrzebę utrzymania rozwoju energetyki wiatrowej na morzu przez system wsparcia, mimo dokonania obniżenia tej wielkości.

1. Prezes URE:
7) Nie stosuje się do dnia wydania pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w tych przepisach z rynkiem wewnętrznym albo uznania przez Komisję Europejską, że zmiany przepisów nie stanowią nowej pomocy publicznej, na podstawie art. 48 ustawy z dnia 17 sierpnia 2023 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. poz. 1762).
1) informuje o terminie przeprowadzenia sesji aukcji nie później niż 3 miesiące przed dniem jej rozpoczęcia;
2) zamieszcza ogłoszenie o aukcji w Biuletynie Informacji Publicznej URE nie później niż 30 dni przed terminem przeprowadzenia sesji aukcji. 2. Ogłoszenie o aukcji zawiera:
1) oznaczenie aukcji;
2) termin przeprowadzenia sesji aukcji;
3) godziny otwarcia i zamknięcia sesji aukcji;
4) informację o maksymalnej łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych, w odniesieniu do których może zostać przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda w drodze aukcji, określonej w art. 29 ust. 3 lub na podstawie art. 29 ust. 6 lub art. 29 ust. 8;
5) informację o sposobie składania ofert;
6) informację o dostępnej, na dzień ogłoszenia o aukcji, maksymalnej łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych dla poszczególnych miejsc przyłączenia do sieci; 2a. Operator systemu przesyłowego, na wniosek Prezesa URE, na potrzeby informacji, o której mowa w ust. 2 pkt 6, przekazuje informacje o dostępnej maksymalnej łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych dla poszczególnych miejsc przyłączenia do sieci na podstawie uzgodnionego przez Prezesa URE planu rozwoju przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem energii, o którym mowa w art. 16 ustawy – Prawo energetyczne, nie później niż w terminie 7 dni od dnia otrzymania wniosku. 2b. Operator systemu przesyłowego w informacji, o której mowa w ust. 2a, uwzględnia informacje o maksymalnej łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych dla poszczególnych miejsc przyłączenia do sieci, dla której nie wydano warunków przyłączenia wytwórcom, którzy złożyli oświadczenie, o którym mowa w art. 48 ust. 2. 2c. Prezes URE w informacji, o której mowa w ust. 2 pkt 6, uwzględnia także moc zainstalowaną elektryczną:
1) dla której nie zostało przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3 albo w rozdziale 4, oraz
2) o którą obniżono moc zainstalowaną elektryczną morskiej farmy wiatrowej na podstawie art. 21 ust. 1, art. 22 ust. 1, art. 32 ust. 1 oraz art. 33 ust. 5 pkt 1
– dla poszczególnych miejsc przyłączenia do sieci. 2d. W okresie od dnia zamieszczenia przez Prezesa URE ogłoszenia o aukcji do dnia podania do publicznej wiadomości wyników aukcji, o których mowa w art. 34 ust. 2 pkt 1, a w przypadku, o którym mowa w 33 ust. 5 pkt 1 – ich aktualizacji zgodnie z ust. 6, wnioski, o których mowa w art. 48 ust. 1, w przypadku złożenia oświadczenia, o którym mowa w art. 48 ust. 2, nie podlegają rozpatrzeniu. 3. W aukcji mogą wziąć udział wytwórcy, którzy posiadają zaświadczenie o dopuszczeniu do aukcji, o którym mowa w art. 27 ust. 1, oraz ustanowili zabezpieczenie, o którym mowa w art. 5. 4. (uchylony) 5. W przypadku, o którym mowa w ust. 6, Prezes URE niezwłocznie publikuje w Biuletynie Informacji Publicznej URE informację o nierozstrzygnięciu aukcji oraz maksymalnej mocy zainstalowanej elektrycznej, która powiększa maksymalną łączną moc zainstalowaną elektryczną morskich farm wiatrowych, w odniesieniu do których może zostać przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda w drodze kolejnej aukcji. 6. Aukcji nie rozstrzyga się, jeżeli zostały złożone mniej niż trzy ważne oferty spełniające wymagania określone w ustawie. Przepis ust. 5 stosuje się odpowiednio. 7. Aukcję prowadzi się w postaci elektronicznej za pośrednictwem internetowej platformy aukcyjnej, o której mowa w art. 78 ust. 6 ustawy o odnawialnych źródłach energii, zwanej dalej „internetową platformą aukcyjną”. 7a. Określone przez Prezesa URE koszty utrzymania, rozbudowy i modyfikacji internetowej platformy aukcyjnej pokrywa operator rozliczeń energii odnawialnej ze środków opłaty OZE, o której mowa w art. 95 ust. 1 ustawy o odnawialnych źródłach energii, na podstawie dyspozycji Prezesa URE. 8. Prezes URE ustala regulamin aukcji nie później niż 30 dni przed dniem przeprowadzenia pierwszej sesji aukcji. 9. Regulamin aukcji określa w szczególności:
1) szczegółowy sposób organizacji aukcji;
2) szczegółowy sposób składania ofert;
3) przebieg i sposób rozstrzygnięcia aukcji;
4) wymagania techniczne dotyczące dostępu do internetowej platformy aukcyjnej;
5) sposób zapewnienia bezpieczeństwa i prawidłowości przebiegu aukcji;
6) warunki zawieszenia dostępu do internetowej platformy aukcyjnej;
7) szczegółowe warunki techniczne dotyczące obsługi zmian właścicielskich w systemie internetowej platformy aukcyjnej w przypadku wyrażenia zgody, o której mowa w art. 64 ust. 1;
8) informację o terminie i sposobie złożenia dokumentu potwierdzającego ustanowienie zabezpieczenia, o którym mowa w art. 5. 10. Prezes URE przekazuje ministrowi właściwemu do spraw klimatu, do zaopiniowania, projekt regulaminu. Minister właściwy do spraw klimatu przedstawia opinię w terminie 30 dni od dnia otrzymania tego projektu regulaminu. 11. Regulamin aukcji ogłasza się w Biuletynie Informacji Publicznej URE.

1. Wytwórca będący uczestnikiem aukcji, od godziny otwarcia do godziny zamknięcia sesji aukcji, przekazuje ofertę za pomocą formularza zamieszczonego na internetowej platformie aukcyjnej. 2. Uczestnik aukcji w trakcie sesji aukcji składa jedną ofertę dla energii elektrycznej, która będzie wytworzona i wprowadzona do sieci w danej morskiej farmie wiatrowej. 3. Ofertę opatruje się datą oraz godziną jej złożenia z dokładnością co najmniej do jednej minuty, a także nadaje się jej, zgodnie z kolejnością, indywidualny numer wpływu, stanowiący unikalny numer identyfikacyjny danej oferty. 4. Oferta złożona przez uczestnika aukcji zawiera w szczególności:
1) imię i nazwisko oraz adres zamieszkania albo nazwę i adres siedziby uczestnika aukcji;
2) lokalizację i moc zainstalowaną elektryczną morskiej farmy wiatrowej, w której będzie wytwarzana energia elektryczna przez uczestnika aukcji, zgodne z zaświadczeniem o dopuszczeniu do udziału w aukcji;
3) miejsce przyłączenia morskiej farmy wiatrowej do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej, określone we wstępnych warunkach przyłączenia albo w umowie o przyłączenie;
4) cenę, wyrażoną w złotych z dokładnością do jednego grosza za 1 MWh, będącą podstawą do rozliczenia ujemnego salda;
5) zobowiązanie się uczestnika aukcji do wytworzenia i wprowadzenia do sieci po raz pierwszy energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej po uzyskaniu koncesji, w terminie 7 lat od dnia zamknięcia sesji aukcji;
6) wskazanie szacunkowej ilości energii elektrycznej w podziale na kolejne następujące po sobie lata kalendarzowe, wyrażonej w MWh, jaką wytwórca planuje wytworzyć w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzić do sieci w celu uzyskania pokrycia ujemnego salda;
7) złożone pod rygorem odpowiedzialności karnej za składanie fałszywych oświadczeń oświadczenie o następującej treści: „Świadomy odpowiedzialności karnej za złożenie fałszywego oświadczenia wynikającej z art. 233 § 6 ustawy z dnia 6 czerwca 1997 r. – Kodeks karny oświadczam, że przedsiębiorstwo nie znajduje się w trudnej sytuacji w rozumieniu art. 2 pkt 18 lit. a–c lub e rozporządzenia Komisji (UE) nr 651/2014 z dnia 17 czerwca 2014 r. uznającego niektóre rodzaje pomocy za zgodne z rynkiem wewnętrznym w zastosowaniu art. 107 i 108 Traktatu (Dz. Urz. UE L 187 z 26.06.2014, str. 1, z późn. zm.8)) oraz, że na przedsiębiorstwie nie ciąży obowiązek zwrotu pomocy publicznej, wynikający z decyzji Komisji Europejskiej uznającej taką pomoc za niezgodną z prawem oraz z rynkiem wewnętrznym.”; klauzula ta zastępuje pouczenie organu o odpowiedzialności karnej za składanie fałszywego oświadczenia;
8) oświadczenie o braku wytworzenia energii elektrycznej w danej morskiej farmie wiatrowej po raz pierwszy przed zamknięciem sesji aukcji;
9) informacje o planowanej dacie rozpoczęcia i zakończenia sprzedaży energii elektrycznej w ramach systemu wsparcia. 5. Oferty opatruje się, pod rygorem nieważności, kwalifikowanym podpisem elektronicznym, podpisem zaufanym albo podpisem osobistym. 6. Aukcja odbywa się w jednej sesji aukcji. 7. Oferta każdego uczestnika aukcji jest niedostępna dla pozostałych uczestników aukcji.
8)Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 329 z 15.12.2015, str. 28, Dz. Urz. UE L 149 z 07.06.2016, str. 10, Dz. Urz. UE L 156 z 20.06.2017, str. 1, Dz. Urz. UE L 236 z 14.09.2017, str. 28, Dz. Urz. UE L 26 z 31.01.2018, str. 53, Dz. Urz. UE L 215 z 07.07.2020, str. 3, Dz. Urz. UE L 270 z 29.07.2021, str. 39, Dz. Urz. UE L 119 z 05.05.2023, str. 159 oraz Dz. Urz. UE L 167 z 30.06.2023, str. 1. 8. Na godzinę przed zamknięciem sesji aukcji oferty nie podlegają modyfikacji ani wycofaniu. 9. Oferta podlega odrzuceniu, jeżeli cena energii elektrycznej, o której mowa w ust. 4 pkt 4, przekracza maksymalną cenę określoną w przepisach wydanych na podstawie ust. 11, lub jeżeli w ofercie zostanie wskazane więcej niż jedno miejsce przyłączenia, o którym mowa w ust. 4 pkt 3. 10. Maksymalną cenę, o której mowa w ust. 11, ustala się na poziomie uwzględniającym istotne parametry techniczne i ekonomiczne funkcjonowania morskich farm wiatrowych, mając na uwadze konieczność uniknięcia nadmiernego obciążenia odbiorców końcowych. 11. Minister właściwy do spraw klimatu, po zasięgnięciu opinii ministra właściwego do spraw aktywów państwowych oraz ministra właściwego do spraw finansów publicznych, określi, w drodze rozporządzenia, maksymalną cenę za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną do sieci, wyrażoną w złotych za 1 MWh, jaka może być wskazana w ofertach złożonych w aukcji przez wytwórców, przy czym cena ta może być określona odmiennie dla poszczególnych obszarów, grupy obszarów lub grup obszarów wskazanych w załączniku nr 1 lub 2 do ustawy, uwzględniając:
1) koszty operacyjne oraz dodatkowe koszty inwestycyjne ponoszone w okresie eksploatacji, w którym wytwórca korzysta z prawa do pokrycia ujemnego salda;
2) koszty inwestycyjne ponoszone w okresie przygotowania projektu i budowy morskiej farmy wiatrowej wraz z niezbędną infrastrukturą techniczną oraz zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, a także koszty całkowitej likwidacji morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, po zakończeniu jej eksploatacji;
3) uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą w zakresie przygotowania, budowy i eksploatacji morskiej farmy wiatrowej.

Art. 31a. Minister właściwy do spraw klimatu ogłasza, w drodze obwieszczenia, w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski”:
1) kurs wymiany euro, przyjęty do obliczenia maksymalnej ceny określonej w przepisach wydanych na podstawie art. 31 ust. 11;
2) maksymalną cenę, określoną w przepisach wydanych na podstawie art. 31 ust. 11, w przeliczeniu na euro zgodnie z kursem, o którym mowa w pkt 1.

1. W okresie 24 miesięcy od dnia, w którym decyzja o pozwoleniu na budowę morskiej farmy wiatrowej stała się ostateczna, wytwórca może zaktualizować ofertę, o której mowa w art. 31 ust. 1, przez złożenie Prezesowi URE oświadczenia o obniżeniu mocy zainstalowanej, o której mowa w art. 31 ust. 4 pkt 2, oraz aktualizacji informacji, o której mowa w art. 31 ust. 4 pkt 6. 2. W okresie, o którym mowa w ust. 1, wytwórca może więcej niż raz zaktualizować ofertę przez złożenie Prezesowi URE oświadczenia o obniżeniu mocy zainstalowanej, przy czym obniżenie mocy zainstalowanej morskiej farmy wiatrowej nie może łącznie przekroczyć 10 % wartości mocy zainstalowanej określonej w tej ofercie zgodnie z art. 31 ust. 4 pkt 2. 3. W przypadku gdy dla morskiej farmy wiatrowej zostało wydane więcej niż jedno pozwolenie na budowę, okres 24 miesięcy liczy się od dnia, w którym pierwsza decyzja o pozwoleniu na budowę, obejmująca morską turbinę wiatrową, stała się ostateczna. 4. Prezes URE informuje wytwórcę, operatora systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego oraz operatora rozliczeń energii odnawialnej o aktualizacji oferty w terminie 21 dni od dnia otrzymania oświadczenia wytwórcy. 5. Umowa o przyłączenie do sieci morskiej farmy wiatrowej podlega dostosowaniu do mocy zainstalowanej elektrycznej wskazanej w informacji Prezesa URE, o której mowa w ust. 4, w terminie 60 dni od otrzymania przez operatora systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego tej informacji. 6. W przypadku odmowy przez operatora systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego albo przez wytwórcę dostosowania umowy o przyłączenie do sieci stosuje się art. 8 ustawy – Prawo energetyczne, z zastrzeżeniem że Prezes URE wydaje rozstrzygnięcie w terminie 30 dni, licząc od dnia wpływu wniosku o rozstrzygnięcie sporu.

1. Aukcję wygrywają uczestnicy aukcji, którzy spełnili następujące warunki:
1) zaoferowali najniższą cenę sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej oraz
2) złożone przez nich oferty łącznie nie przekroczyły 100 % maksymalnej łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych dla danego miejsca przyłączenia, o której mowa w art. 30 ust. 2 pkt 6, i 90 % łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych objętej wszystkimi ofertami oraz
3) złożone przez nich oferty łącznie nie przekroczyły 100 % maksymalnej łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych, o której mowa w art. 30 ust. 2 pkt 4, z uwzględnieniem ust. 4. 2. Oferty, których wygrana w aukcji powodowałaby przekroczenie 100 % maksymalnej łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych w miejscu przyłączenia, o której mowa w art. 30 ust. 2 pkt 6, nie wygrywają aukcji, a przy rozstrzyganiu aukcji są brane pod uwagę następne w kolejności oferty z najniższą ceną sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej. 2a. Maksymalna łączna moc zainstalowana objęta wygranymi ofertami, które zostały złożone na podstawie art. 26 ust. 1c, dla której może zostać przyznane wsparcie w ramach wszystkich aukcji, nie może przekroczyć 200 MW. 2b. Oferty złożone na podstawie art. 26 ust. 1c, których wygrana w aukcji powodowałaby przekroczenie limitu maksymalnej łącznej mocy zainstalowanej, o którym mowa w ust. 2a, nie wygrywają aukcji, a przy rozstrzyganiu aukcji są brane pod uwagę następne w kolejności oferty z najniższą ceną sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej. 3. W przypadku gdy kilku uczestników aukcji zaoferuje taką samą najniższą cenę energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej, o wygranej w aukcji rozstrzyga kolejność złożonych ofert. 4. W przypadku gdy:
1) w ofercie uczestnika aukcji, który jako pierwszy nie spełnił warunku, o którym mowa w ust. 1 pkt 3:
a) wielkość mocy zainstalowanej, o którą jego oferta przekracza moc zainstalowaną elektryczną, o której mowa w art. 30 ust. 2 pkt 4, jest nie większa niż 500 MW,
b) wielkość mocy zainstalowanej elektrycznej morskiej farmy wiatrowej wskazanej w jego ofercie nie powodowałaby przekroczenia 100 % maksymalnej łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych w miejscu przyłączenia, o której mowa w art. 30 ust. 2 pkt 6, i 90 % łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych objętej wszystkimi ofertami,
2) (uchylony)
3) określona w art. 29 ust. 3 lub na podstawie art. 29 ust. 6 lub art. 29 ust. 8 maksymalna łączna moc zainstalowana elektryczna morskich farm wiatrowych, w odniesieniu do których może zostać przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda w drodze kolejnej aukcji, jest nie mniejsza niż 500 MW,
4) w tej aukcji złożono co najmniej jedną ofertę z ceną wyższą lub równą cenie zaoferowanej przez uczestnika, o którym mowa w pkt 1
– uczestnik ten wygrywa aukcję, a wielkość mocy zainstalowanej, o którą oferta tego uczestnika aukcji przekracza pozostałą moc zainstalowaną elektryczną objętą aukcją, pomniejsza maksymalną moc zainstalowaną elektryczną morskich farm wiatrowych, w odniesieniu do których może zostać przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda w drodze kolejnej aukcji. 5. W przypadku gdy pozostała moc zainstalowana elektryczna objęta aukcją jest mniejsza od mocy zainstalowanej elektrycznej morskiej farmy wiatrowej wskazanej w ofercie uczestnika aukcji, o którym mowa w ust. 4 pkt 1, a jego oferta nie spełnia wyłącznie warunków, o których mowa w ust. 4 pkt 1 lit. a lub pkt 3, Prezes URE powiadamia tego uczestnika aukcji o wielkości pozostałej mocy zainstalowanej elektrycznej objętej tą aukcją. Jeżeli ten uczestnik aukcji, w terminie 90 dni od dnia otrzymania powiadomienia:
1) wyraził zgodę na zmianę oferty przez obniżenie mocy zainstalowanej elektrycznej objętej ofertą do wysokości dostępnej pozostałej mocy zainstalowanej elektrycznej objętej aukcją oraz zaktualizował informację, o której mowa w art. 31 ust. 4 pkt 6, taki uczestnik wygrywa aukcję;
2) nie wyraził zgody na zmianę oferty, nie przyznaje się prawa do pokrycia ujemnego salda w odniesieniu do morskiej farmy wiatrowej wskazanej w ofercie tego uczestnika.

1. Prezes URE zamyka sesję aukcji w terminie określonym w ogłoszeniu o aukcji. 2. Prezes URE niezwłocznie po zamknięciu sesji aukcji podaje do publicznej wiadomości i aktualizuje na swojej stronie internetowej informacje o:
1) wynikach aukcji, w tym o:
a) wytwórcach:
– których oferty wygrały aukcję,
– którzy otrzymali powiadomienie, o którym mowa w art. 33 ust. 5, ze wskazaniem dostępnej pozostałej mocy zainstalowanej elektrycznej objętej tą aukcją oraz informacji o wynikach powiadomienia, o których mowa w art. 33 ust. 5 pkt 1 albo 2,
b) cenie w złotych, z dokładnością do jednego grosza za 1 MWh, będącą podstawą do rozliczenia ujemnego salda w odniesieniu do poszczególnych morskich farm wiatrowych objętych ofertami, które wygrały aukcje,
c) mocy zainstalowanej elektrycznej poszczególnych morskich farm wiatrowych objętych ofertami, ze wskazaniem ofert, które wygrały aukcje,
d) łącznej szacunkowej ilości energii elektrycznej w podziale na kolejne następujące po sobie lata kalendarzowe, wyrażonej w MWh, jaką wytwórcy, którzy wygrali aukcję, planują wytworzyć w morskich farmach wiatrowych i wprowadzić do sieci w celu uzyskania prawa do pokrycia ujemnego salda,
e) planowanych datach pierwszego wytworzenia energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych objętych ofertami, które wygrały aukcje,
f) wartości, o jaką obniżona została maksymalna moc zainstalowana elektryczna morskich farm wiatrowych, w odniesieniu do których może zostać przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda w drodze kolejnej aukcji, w przypadku, o którym mowa w art. 33 ust. 4, albo
2) wskazaniu przyczyn unieważnienia aukcji. 3. Prezes URE unieważnia aukcję, w przypadku gdy:
1) wszystkie oferty zostały odrzucone;
2) z przyczyn technicznych aukcja nie może zostać przeprowadzona. 4. Prezes URE niezwłocznie po zamknięciu sesji aukcji informuje o jej wynikach wytwórców, których oferty wygrały aukcję. 5. Prezes URE niezwłocznie po zamknięciu sesji aukcji:
1) przekazuje operatorowi rozliczeń energii odnawialnej i operatorowi systemu przesyłowego informacje zawierające dane wytwórców, których oferty wygrały aukcję, i dane dotyczące mocy zainstalowanej morskich farm wiatrowych, miejsca przyłączenia wskazanego w ofercie oraz szacunkowej ilości energii elektrycznej w podziale na kolejne następujące po sobie lata kalendarzowe, wyrażonej w MWh, jaką wytwórcy, którzy wygrali aukcję, planują wytworzyć w morskich farmach wiatrowych i wprowadzić do sieci w celu uzyskania prawa do pokrycia ujemnego salda;
2) publikuje w Biuletynie Informacji Publicznej URE plany łańcucha dostaw materiałów i usług, o których mowa w art. 42 ust. 1, załączone do wniosków, o których mowa w art. 26 ust. 4, przez wytwórców, których oferty wygrały aukcje. 6. W przypadku, o którym mowa w art. 33 ust. 5 pkt 1, Prezes URE niezwłocznie:
1) aktualizuje informacje, o których mowa w ust. 2 pkt 1 oraz w ust. 8 pkt 1;
2) przekazuje operatorowi rozliczeń energii odnawialnej i operatorowi systemu przesyłowego informacje, o których mowa w ust. 5 pkt 1. 7. Prezes URE przekazuje ministrowi właściwemu do spraw klimatu i ministrowi właściwemu do spraw aktywów państwowych informację, w postaci elektronicznej, o wyniku aukcji albo o jej unieważnieniu, niezwłocznie, nie później niż w terminie 14 dni od dnia zamknięcia sesji aukcji. 8. Informacja, o której mowa w ust. 7, zawiera:
1) wykaz wytwórców, którzy złożyli oferty, z uwzględnieniem ofert, które wygrały aukcję, oraz informacji o:
a) oferowanej w aukcji przez każdego z wytwórców cenie w złotych z dokładnością do jednego grosza za 1 MWh,
b) łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej morskich farm wiatrowych objętej ofertami,
c) łącznej szacunkowej ilości energii elektrycznej w podziale na kolejne następujące po sobie lata kalendarzowe, wyrażonej w MWh, jaką wytwórcy, którzy złożyli oferty, planowali wytworzyć w morskich farmach wiatrowych i wprowadzić do sieci w celu uzyskania prawa do pokrycia ujemnego salda,
d) wartości, o jaką obniżona została maksymalna moc zainstalowana elektryczna morskich farm wiatrowych, w odniesieniu do których może zostać przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda w drodze kolejnej aukcji, w przypadku, o którym mowa w art. 33 ust. 4, albo
2) wskazanie przyczyn unieważnienia aukcji – w przypadku jej unieważnienia.

1. Wytwórcy, na rzecz którego Prezes URE wydał decyzję, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo który wygrał aukcję, o której mowa w art. 26 ust. 1, przysługuje prawo do pokrycia ujemnego salda. 2. Prawo do pokrycia ujemnego salda przysługuje w okresie wskazanym w art. 6, z zastrzeżeniem art. 7, wytwórcy, który:
1) wypełnił zobowiązanie do wytworzenia i wprowadzenia do sieci energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej w terminach, o których mowa w:
a) art. 15 ust. 2 pkt 4, z zastrzeżeniem art. 24,
b) art. 31 ust. 4 pkt 5, z zastrzeżeniem art. 35;
2) utrzymywał ciągłość terminowego przedłużenia zabezpieczenia – w przypadku wytwórców, którzy korzystali z rozwiązania, o którym mowa w art. 5 ust. 3a, przez okres, o którym mowa w tym przepisie. 3. W przypadku niewypełnienia w części przez wytwórcę zobowiązania do:
1) wytworzenia i wprowadzenia do sieci energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej w terminach, o których mowa w:
a) art. 15 ust. 2 pkt 4, z zastrzeżeniem art. 24,
b) art. 31 ust. 4 pkt 5, z zastrzeżeniem art. 35,
2) terminowego przedłużenia zabezpieczenia w trybie, o którym mowa w art. 5 ust. 3a, przez okres, o którym mowa w tym przepisie
– przepis ust. 2 stosuje się w odniesieniu do ilości energii obliczonej zgodnie z art. 7, wynikającej z tej części mocy zainstalowanej elektrycznej morskiej farmy wiatrowej, dla której wytwórca uzyskał koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej lub decyzję o zmianie koncesji przed upływem tych terminów, a w przypadku wytwórców korzystających z rozwiązania, o którym mowa w art. 5 ust. 3a, do części mocy nie większej niż moc, względem której wytwórca terminowo przedłużył zabezpieczenie. 4. Prawo do pokrycia ujemnego salda przysługuje wytwórcy, który poinformuje Prezesa URE o braku możliwości spełnienia zobowiązania do wytworzenia i wprowadzenia do sieci energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej w terminach, o których mowa w:
1) art. 15 ust. 2 pkt 4, z uwzględnieniem art. 24,
2) art. 31 ust. 4 pkt 5, z uwzględnieniem art. 35
– nie później niż na 12 miesięcy przed upływem tych terminów, a następnie w ciągu 24 miesięcy od dnia upływu tych terminów wytworzy i wprowadzi do sieci energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej. Przepis ust. 3 stosuje się odpowiednio. 5. Cena wskazana w decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo z decyzji zmieniającej tę decyzję na podstawie art. 20 ust. 5, albo wynikająca z oferty, o której mowa w art. 31 ust. 1, albo cena skorygowana, o której mowa w art. 11 ust. 3, a także cena skorygowana, o której mowa w art. 10 ust. 4 i 6, podlegają corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem z poprzedniego roku kalendarzowego, określonym w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski”, począwszy od:
1) roku 2022 – w przypadku przyznania prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3 albo
2) roku następującego po roku zamknięcia sesji aukcji – w przypadku przyznania prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 4. 5a. W przypadku gdy wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych, o którym mowa w ust. 5, przekracza wartość średniookresowego celu inflacyjnego określonego przez Radę Polityki Pieniężnej w założeniach polityki pieniężnej, o których mowa w art. 12 ust. 1 ustawy z dnia 29 sierpnia 1997 r. o Narodowym Banku Polskim (Dz. U. z 2022 r. poz. 2025), ogłoszonych w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski” na dany rok, waloryzacji, o której mowa w ust. 5 pkt 2, dokonuje się wartością wskaźnika waloryzacji równego poziomowi średniookresowego celu inflacyjnego. 5b. W przypadku przekazania Prezesowi URE informacji, o której mowa w ust. 4 – w każdym roku opóźnienia w realizacji zobowiązania, o którym mowa w art. 15 ust. 2 pkt 4 lub art. 31 ust. 4 pkt 5, cena wskazana w decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo w decyzji zmieniającej tę decyzję na podstawie art. 20 ust. 5, albo wynikająca z oferty, o której mowa w art. 31 ust. 1, albo cena skorygowana, o której mowa w art. 11 ust. 3, a także cena skorygowana, o której mowa w art. 10 ust. 4 i 6, nie podlegają waloryzacji. 6. Ilość energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzonej do sieci, którą wytwórca ma prawo rozliczyć z operatorem rozliczeń energii odnawialnej w celu uzyskania pokrycia ujemnego salda, ustala się na podstawie udostępnianych przez operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego, na którego obszarze działania została przyłączona morska farma wiatrowa, rzeczywistych wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych dla poszczególnych okresów rozliczania niezbilansowania w danym miesiącu. Prawo dostępu do tych danych otrzymuje także operator rozliczeń energii odnawialnej w celu weryfikacji wniosków, o których mowa w art. 40 ust. 1 pkt 3. 6a. W przypadku, o którym mowa w art. 3a, ilość energii elektrycznej wprowadzonej do sieci ustala się metodą proporcjonalną w stosunku do ilości energii elektrycznej wytworzonej w poszczególnych morskich farmach wiatrowych wykorzystujących tę samą stację elektroenergetyczną zlokalizowaną na morzu lub zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy lub jego elementy, na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych, o których mowa w art. 47 ust. 2. 7. Operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego, na którego obszarze działania została przyłączona morska farma wiatrowa, przekazuje operatorowi rozliczeń energii odnawialnej, w terminie 5 dni po zakończeniu miesiąca, dotyczące tego miesiąca dane:
1) o ilości energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzonej do sieci w poszczególnych okresach rozliczania niezbilansowania – określone na podstawie wskazań układów pomiarowo-
-rozliczeniowych;
2) w okresie, w którym operator systemu przesyłowego albo operator systemu dystrybucyjnego nie gwarantuje niezawodnych dostaw energii, o którym mowa w art. 54, o ilości energii elektrycznej, która nie została wytworzona w morskiej farmie wiatrowej w poszczególnych okresach rozliczania niezbilansowania na skutek redysponowania morskiej farmy wiatrowej przez operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego nieopartego na zasadach rynkowych lub redysponowania morskiej farmy wiatrowej, o którym mowa w art. 40 ust. 3 pkt 1a – określone na podstawie systemu, o którym mowa w art. 47 ust. 1 pkt 2; 7a. W przypadku, o którym mowa w art. 3a, dane, o których mowa w ust. 7, są określane metodą proporcjonalną w stosunku do ilości energii elektrycznej wytworzonej w poszczególnych morskich farmach wiatrowych wykorzystujących tę samą stację elektroenergetyczną zlokalizowaną na morzu lub zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy lub jego elementy, na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych, o których mowa w art. 47 ust. 2.

1. Wytwórca, w celu uzyskania pokrycia ujemnego salda w okresie określonym w art. 6, z uwzględnieniem art. 7, jest obowiązany do:
1) prowadzenia dokumentacji w ujęciu okresów rozliczania niezbilansowania dotyczącej:
a) ilości energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzonej do sieci w celu uzyskania pokrycia ujemnego salda, a w przypadku, o którym mowa w art. 3a, także informacji określonych na podstawie układów pomiarowo-rozliczeniowych, o których mowa w art. 47 ust. 2, oraz
b) wartości energii elektrycznej, o której mowa w lit. a, ustalonej na podstawie ceny zawartej w decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo wynikającej z oferty, o której mowa w art. 31 ust. 1, albo ceny skorygowanej, o której mowa w art. 11 ust. 3 pkt 2, skorygowanej zgodnie z art. 10 ust. 4 albo 6, z uwzględnieniem waloryzacji, o której mowa w art. 38 ust. 5, z uwzględnieniem art. 38 ust. 5a i 5b, wyrażonej w złotych z dokładnością do jednego grosza za 1 MWh, z uwzględnieniem wskazania daty pierwszego wprowadzenia tej energii elektrycznej do sieci;
2) obliczenia wartości energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzonej do sieci w celu uzyskania pokrycia ujemnego salda w danym miesiącu jako suma iloczynów następujących składników, wyznaczonych dla poszczególnych okresów rozliczania niezbilansowania danego miesiąca:
a) ilości energii elektrycznej w danym okresie rozliczenia niezbilansowania, o której mowa w pkt 1, oraz
b) ceny rozliczeniowej wyznaczonej w procesie jednolitego łączenia rynków dnia następnego dla polskiego obszaru rynkowego dla danego okresu rozliczania niezbilansowania, z zastrzeżeniem że w przypadku gdy proces łączenia rynków dnia następnego jest prowadzony dla okresów dłuższych niż okres rozliczania niezbilansowania, jako cenę dla danego okresu rozliczania niezbilansowania przyjmuje się cenę rozliczeniową jednolitego łączenia rynków dnia następnego wyznaczoną dla okresu obejmującego dany okres rozliczania niezbilansowania;
3) przekazywania operatorowi rozliczeń energii odnawialnej, w terminie 10 dni po zakończeniu miesiąca kalendarzowego, sprawozdania miesięcznego zawierającego informacje, o których mowa w pkt 1 i 2, oraz wniosku o pokrycie ujemnego salda, obliczonego na podstawie różnicy między wartością energii elektrycznej ustaloną w sposób określony w pkt 2 oraz wartością tej energii elektrycznej ustaloną w sposób określony w pkt 1 lub w sposób określony w ust. 5:
a) pkt 1, w przypadku, o którym mowa w ust. 3 pkt 1 lit. b lub pkt 1a,
b) pkt 2, w przypadku, o którym mowa w ust. 3 pkt 2. 2. Wyznaczeni operatorzy rynku energii elektrycznej w rozumieniu rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi, oferujący usługi obrotu energią elektryczną w polskim obszarze rynkowym w ramach jednolitego łączenia rynków dnia następnego, publikują na swojej stronie internetowej ceny rozliczeniowe wyznaczone w procesie jednolitego łączenia rynków dnia następnego dla polskiego obszaru rynkowego, dla każdego okresu rozliczania niezbilansowania dostawy energii elektrycznej albo innego okresu dostawy energii elektrycznej, jeżeli proces jednolitego łączenia rynków dnia następ- nego jest prowadzony dla innych okresów niż okres rozliczania niezbilansowania. 3. W przypadku braku możliwości wprowadzenia całości lub części energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej do sieci na skutek:
1) redysponowania morskiej farmy wiatrowej przez operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego, nieopartego na zasadach rynkowych, wytwórcy w zakresie ilości energii elektrycznej, która nie została wprowadzona do sieci w wyniku tego redysponowania, przysługuje prawo do:
a) rekompensaty finansowej, z wyjątkiem przypadku, w którym umowa przyłączeniowa nie gwarantuje niezawodnych dostaw energii, w okresie, o którym mowa w art. 54,
b) pokrycia ujemnego salda w przypadku, w którym umowa przyłączeniowa nie gwarantuje niezawodnych dostaw energii, w okresie, o którym mowa w lit. a;
1a) redysponowania morskiej farmy wiatrowej przez operatora systemu przesyłowego, w wyniku którego następuje zaniżenie generacji morskiej farmy wiatrowej oraz rozliczenie tego zaniżenia po cenie wyższej niż cena odbioru energii określona w ofercie energii bilansującej morskiej farmy wiatrowej złożonej na rynku bilansującym, o którym mowa w art. 2 pkt 2 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 6, z późn. zm.9)), wytwórcy w zakresie ilości energii elektrycznej, która nie została wprowadzona do sieci w wyniku tego redysponowania, przysługuje prawo do pokrycia ujemnego salda w przypadku, w którym umowa przyłączeniowa nie gwarantuje niezawodnych dostaw energii, w okresie, w którym operator systemu przesyłowego albo operator systemu dystrybucyjnego nie gwarantuje niezawodnych dostaw energii, o którym mowa w art. 54;
2) opóźnienia realizacji przez operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego inwestycji sieciowych wymaganych do przyłączenia morskiej farmy wiatrowej do sieci, wytwórcy, w zakresie ilości energii elektrycznej, która nie została wprowadzona do sieci w wyniku tego opóźnienia, przysługuje prawo do pokrycia ujemnego salda w okresie od trzydziestego dnia kalendarzowego następującego po dacie złożenia do operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego kompletnego wniosku o wydanie pozwolenia na podanie napięcia (EON), z wyłączeniem zakresu, dla którego wymagane jest podanie napięcia, ale nie wcześniej niż od daty gotowości do podania napięcia określonej w umowie o przyłączenie, do daty wydania przez
9) Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 2021/280 z 23.02.2021 oraz Dz. Urz. UE L 2022/828 z 30.05.2022. operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego pozwolenia na podanie napięcia (EON). 4. Ilość energii elektrycznej, która nie została wprowadzona do sieci, jest ustalana na podstawie systemów, o których mowa w art. 47 ust. 1 pkt 2. 5. W przypadku, o którym mowa w ust. 3, rekompensata finansowa i prawo do pokrycia ujemnego salda są wyznaczane dla poszczególnych okresów rozliczania niezbilansowania, w których występowało ograniczenie, w zakresie ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 3, i są równe:
1) w przypadku prawa wytwórcy, o którym mowa w ust. 3 pkt 1 oraz w ust. 3 pkt 1a – sumie wartości rozliczeń spowodowanych przez tę energię elektryczną w rozliczeniach dostawcy usług bilansujących i podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie wytwórcy, w ramach centralnego mechanizmu bilansowania handlowego, oraz wartości różnicy między wartością energii elektrycznej ustaloną w sposób określony w ust. 1 pkt 2 oraz wartością tej energii elektrycznej ustaloną w sposób określony w ust. 1 pkt 1, wyznaczonymi dla ilości energii elektrycznej, o której mowa w ust. 3 pkt 1 lub ust. 3 pkt 1a, którą wytwórca otrzymałby, gdyby nie wydano polecenia redysponowania;
2) w przypadku prawa wytwórcy, o którym mowa w ust. 3 pkt 2 – wartości ujemnego salda za ilość energii elektrycznej, o której mowa w ust. 3, gdyby nie doszło do opóźnienia, o którym mowa w ust. 3 pkt 2, wyznaczonej z zastosowaniem ceny, o której mowa w ust. 1 pkt 2 lit. b, równej 0 zł/MWh. 6. W przypadku, o którym mowa w ust. 3 pkt 2:
1) operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego niezwłocznie przekazuje do wytwórcy informację o wystąpieniu okoliczności powodujących rozpoczęcie biegu okresu, o którym mowa w ust. 3 pkt 2;
2) wytwórca do wniosku, o którym mowa w ust. 1 pkt 3, załącza:
a) oświadczenie następującej treści: „Świadomy odpowiedzialności karnej za złożenie fałszywego oświadczenia wynikającej z art. 233 § 6 ustawy z dnia 6 czerwca 1997 r. – Kodeks karny oświadczam, że morska farma wiatrowa, w której będzie wytwarzana energia elektryczna z energii wiatru na morzu, pozostaje w gotowości do podania napięcia.”; klauzula ta zastępuje pouczenie organu o odpowiedzialności karnej za składanie fałszywego oświadczenia,
b) kopię informacji otrzymanej od operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego, o której mowa w pkt 1;
3) operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego oraz wytwórca przekazują operatorowi rozliczeń energii odnawialnej kopię pozwolenia na podanie napięcia (EON) odpowiednio niezwłocznie po jego wydaniu oraz po jego otrzymaniu. 7. Operator rozliczeń energii odnawialnej przekazuje Prezesowi URE informację o złożeniu przez wytwórcę wniosku, o którym mowa w ust. 1 pkt 3, w przypadku, o którym mowa w ust. 3 pkt 2, załączając kopie oświadczenia i informacji, o której mowa w ust. 6, w terminie 7 dni od dnia złożenia wniosku. 8. Rekompensata finansowa podlega rozliczeniu z operatorem systemu przesyłowego lub operatorem systemu dystrybucyjnego, który wydał polecenie redysponowania morskiej farmy wiatrowej. 9. Ilości energii elektrycznej, o której mowa w ust. 1 pkt 1 oraz ust. 3 i 5, są równe zero w okresach rozliczania niezbilansowania, dla których cena energii elektrycznej, o której mowa w ust. 1 pkt 2 lit. b, była niższa niż 0 złotych za 1 MWh. 10. Operator rozliczeń energii odnawialnej, po weryfikacji wniosku o pokrycie ujemnego salda, o którym mowa w ust. 1 pkt 3, dokonanej na podstawie sprawozdania, o którym mowa w ust. 1 pkt 3, przekazanego przez wytwórcę, wypłaca temu wytwórcy w terminie 30 dni od dnia otrzymania wniosku na wskazany przez niego rachunek bankowy, kwotę przeznaczoną na pokrycie ujemnego salda obliczoną zgodnie z ust. 1 pkt 3. 10a. Wytwórca może złożyć do operatora rozliczeń energii odnawialnej oświadczenie o preferowanym sposobie wypłaty kwoty przeznaczonej na pokrycie ujemnego salda, obliczonej zgodnie z ust. 1 pkt 3. 10b. W oświadczeniu, o którym mowa w ust. 10a, wytwórca wskazuje, w wartościach procentowych, jaka część ceny, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo ceny zmienionej na podstawie art. 20 ust. 5, albo wynikającej z oferty, o której mowa w art. 31 ust. 1, albo ceny skorygowanej, o której mowa w art. 11 ust. 3, a także ceny skorygowanej, o której mowa w art. 10 ust. 4 i 6, będącej podstawą do pokrycia ujemnego salda, ma być wyrażona w złotych za 1 MWh a jaka w euro za 1 MWh, przy czym suma wartości procentowych musi wynosić 100 %. 10c. Oświadczenie, o którym mowa w ust. 10a, składa się nie później niż 30 dni przed dniem złożenia pierwszego wniosku o pokrycie ujemnego salda, o którym mowa w ust. 1 pkt 3. 10d. W przypadku gdy oświadczenie, o którym mowa w ust. 10a, nie spełnia warunków określonych w ust. 10b i 10c, wypłata kwoty przeznaczonej na pokrycie ujemnego salda następuje w całości w złotych. 10e. O złożeniu przez wytwórcę oświadczenia, o którym mowa w ust. 10a, operator rozliczeń energii odnawialnej informuje Prezesa URE w terminie 45 dni od dnia otrzymania tego oświadczenia. 10f. Przed upływem 15 lat od wprowadzenia do sieci po raz pierwszy energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej, wytwórca może jednokrotnie złożyć oświadczenie o zmianie wartości procentowych określonych w oświadczeniu, o którym mowa w ust. 10a. Przepisy ust. 10a–10e stosuje się odpowiednio. 10g. Wartości określone w oświadczeniu, o którym mowa w ust. 10f, stosuje się od miesiąca następującego po miesiącu złożenia tego oświadczenia. 11. W przypadku gdy w danym miesiącu saldo, o którym mowa w ust. 1 pkt 3, jest dodatnie, jest ono rozliczane z przyszłym ujemnym saldem. 12. W przypadku gdy saldo obliczone zgodnie z ust. 1 pkt 3, dotyczące danego roku kalendarzowego, jest dodatnie i nie może zostać rozliczone do 31 stycznia roku następującego po danym roku kalendarzowym, jest ono zwracane operatorowi rozliczeń energii odnawialnej przez wytwórcę do 30 czerwca roku następującego po roku kalendarzowym, którego dotyczy zwrot. 13. Ilość energii elektrycznej wytworzonej w okresie rozliczania niezbilansowania, przewyższająca ilość energii elektrycznej, jaka mogłaby zostać wytworzona w morskiej farmie wiatrowej przy założeniu, że ta morska farma wiatrowa pracowała w tym czasie z mocą przewyższającą maksymalną moc zainstalowaną czynną przy współczynniku mocy cosφ = 1, nie stanowi podstawy do wyliczenia ujemnego salda zgodnie z ust. 1 pkt 3. 14. Ilość energii elektrycznej wytworzonej w ciągu danego miesiąca przewyższająca ilość energii elektrycznej, jaka mogłaby zostać wytworzona w morskiej farmie wiatrowej o mocy zainstalowanej elektrycznej wskazanej w decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo ofercie, o której mowa w art. 31 ust. 1, uzyskującej stopień wykorzystania mocy obliczony w oparciu o iloraz energii elektrycznej wytworzonej i wprowadzonej do sieci w tym miesiącu i mocy zainstalowanej elektrycznej tej morskiej farmy wiatrowej wynikającej z koncesji udzielonej wytwórcy, nie stanowi podstawy do wyliczenia ujemnego salda zgodnie z ust. 1 pkt 3. 15. Operator rozliczeń energii odnawialnej udostępnia nieodpłatnie wytwórcom oraz podmiotom, o których mowa w art. 41 ust. 1, platformę elektroniczną do wymiany informacji rozliczeniowych i zamieszcza na niej aktualne dane o rozliczeniu ujemnego salda. 16. W przypadku gdy z oświadczenia, o którym mowa w ust. 10a lub 10f, wynika, iż część lub całość ceny, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo ceny zmienionej na podstawie art. 20 ust. 5, albo wynikającej z oferty, o której mowa w art. 31 ust. 1, albo ceny skorygowanej, o której mowa w art. 11 ust. 3, a także ceny skorygowanej, o której mowa w art. 10 ust. 4 i 6, jest wyrażona w euro, przeliczenie wartości wyrażonej w euro na złote, na potrzeby ustalenia wartości energii elektrycznej, o której mowa w ust. 1 pkt 1 lit. a, z uwzględnieniem ust. 1 pkt 1 lit. b, następuje według następującego wzoru: C COST_m = (1 − U) × CCB + U × K CB × K m−1, rozp gdzie poszczególne symbole oznaczają: COST_m – przeliczoną cenę, wynikającą z decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo z decyzji zmieniającej tę decyzję na podstawie art. 20 ust. 5, albo wynikającą z oferty, o której mowa w art. 31 ust. 1, albo cenę skorygowaną, o której mowa w art. 11 ust. 3 albo cenę skorygowaną, o której mowa w art. 10 ust. 4 i 6, będącą podstawą do złożenia w miesiącu m wniosku o pokrycia ujemnego salda, za miesiąc m-1, wyrażoną w zł/MWh, CCB – cenę, wynikającą z decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo z decyzji zmieniającej tę decyzję na podstawie art. 20 ust. 5, albo wynikającą z oferty, o której mowa w art. 31 ust. 1, albo cenę skorygowaną, o której mowa w art. 11 ust. 3 albo cenę skorygowaną, o której mowa w art. 10 ust. 4 i 6, wyrażoną w zł/MWh, U – część ceny, która ma być wyrażona w euro, wskazana zgodnie z ust. 10b lub ust. 10f, wyrażona w %, Krozp – kurs euro, ogłoszony w obwieszczeniu wydanym na podstawie art. 25a albo art. 31a, Km-1 – średni kurs euro w miesiącu m-1, poprzedzającym złożenie wniosku o pokrycie ujemnego salda, obliczony jako średnia arytmetyczna dobowych kursów euro w miesiącu m-1 ogłaszanych przez Narodowy Bank Polski.

1. Wytwórca, który ubiega się o uzyskanie prawa do pokrycia ujemnego salda, sporządza plan łańcucha dostaw materiałów i usług, uwzględniający stan zaawansowania prac przy budowie morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy na dzień sporządzenia tego planu, który zawiera:
1) imię i nazwisko oraz adres zamieszkania albo nazwę i adres siedziby wytwórcy;
2) opis grupy kapitałowej, do której należy wytwórca;
3) harmonogram rzeczowo-finansowy budowy morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy;
4) nazwę, lokalizację i moc zainstalowaną elektryczną morskiej farmy wiatrowej, której dotyczy plan;
5) opis kluczowych parametrów technicznych morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, ze wskazaniem planowanej technologii budowy i planowanego sposobu eksploatacji;
6) planowane terminy kluczowych postępowań na wybór dostawców materiałów i usług, ze wskazaniem planowanego trybu wyboru kontrahentów oraz przewidywanych warunków udziału w postępowaniu, a także kryteriów oceny ofert;
7) planowany dzień pierwszego wprowadzenia do sieci energii elektrycznej wytworzonej z morskiej farmy wiatrowej, której dotyczy plan;
8) opis działań, jakie zamierza podjąć wytwórca lub przedsiębiorcy należący do grupy kapitałowej, do której należy wytwórca, w celu zapewnienia konkurencyjności pomiędzy dostawcami materiałów i usług wykorzystywanych na potrzeby budowy lub eksploatacji morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy;
9) opis udziału nakładów inwestycyjnych, których poniesienie przez wytwórcę lub przedsiębiorców należących do grupy kapitałowej, do której należy wytwórca, jest przewidywane na rzecz podmiotów posiadających siedzibę lub oddział na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej w łącznych nakładach na budowę lub eksploatację morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy;
10) opis przewidywanych inicjatyw dotyczących badań i rozwoju oraz innowacyjności, związanych z realizacją inwestycji w zakresie morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy;
11) opis działań, jakie na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej zamierza podjąć wytwórca lub przedsiębiorcy należący do grupy kapitałowej, do której należy wytwórca, lub dostawcy materiałów i usług wykorzystywanych na potrzeby budowy lub eksploatacji morskiej farmy wiatrowej, w celu rozwoju zasobów ludzkich w zakresie kompetencji i podnoszenia kwalifikacji zawodowych potrzebnych do budowy lub eksploatacji morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy;
12) wyniki wstępnego dialogu z zarządami portów morskich oraz operatorami terminali działających na terenie tych portów dotyczącego wykorzystania portów morskich do celów obsługi budowy i eksploatacji morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, z uwzględnieniem wykorzystania portów morskich zlokalizowanych na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej;
13) opis i szacunkową liczbę miejsc pracy, jakie na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej zamierza utworzyć:
a) wytwórca lub przedsiębiorcy należący do grupy kapitałowej, do której należy wytwórca, oraz
b) dostawcy materiałów i wykorzystywanych usług
– na potrzeby i w związku z budową lub eksploatacją morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy. 2. Opisy działań, o których mowa w ust. 1 pkt 8–11, sporządza się odrębnie dla fazy budowy oraz dla fazy eksploatacji morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy. 3. Wytwórca przedkłada Prezesowi URE zaktualizowany plan łańcucha dostaw materiałów i usług, o którym mowa w ust. 1, uwzględniający informację o przeprowadzeniu dialogu z potencjalnymi dostawcami materiałów i usług, o którym mowa w art. 45 ust. 1, w terminie 18 miesięcy od dnia złożenia wniosku, o którym mowa w art. 13 ust. 1, albo oferty, o której mowa w art. 31 ust. 1. 4. Wytwórca, który uznaje informacje zawarte w planie łańcucha dostaw materiałów i usług, o którym mowa w ust. 1, zaktualizowanym zgodnie z ust. 3, za tajemnicę przedsiębiorstwa, wskazuje, które z informacji stanowią tajemnicę przedsiębiorstwa, oraz załącza wersję zaktualizowanego planu niezawierającą tych informacji. 5. Prezes URE publikuje w Biuletynie Informacji Publicznej URE plan łańcucha dostaw materiałów i usług, o którym mowa w ust. 1, zaktualizowany zgodnie z ust. 3, w wersji niezawierającej informacji stanowiących tajemnicę przedsiębiorstwa, o której mowa w ust. 4, w terminie 45 dni od dnia otrzymania kompletnego zaktualizowanego planu.

1. Wytwórca, który uzyskał prawo do pokrycia ujemnego salda, jest obowiązany:
1) prowadzić dokumentację dotyczącą stopnia realizacji planu łańcucha dostaw materiałów i usług wykorzystanych w toku budowy i eksploatacji morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, o którym mowa w art. 42 ust. 1 i 3;
2) przekazać Prezesowi URE sprawozdanie dotyczące realizacji planu łańcucha dostaw materiałów i usług, o którym mowa w art. 42 ust. 1 i 3, w zakresie budowy morskiej farmy wiatrowej wraz zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, w tym przyczyn istotnych odstępstw od realizacji tego planu, w terminie:
a) 18 miesięcy od dnia wydania decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, lub od dnia zamknięcia sesji aukcji, o której mowa w art. 26 ust. 1, a następnie przekazywać je co roku, licząc od dnia złożenia pierwszego sprawozdania, do dnia uzyskania pierwszej koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej,
b) 6 miesięcy od dnia uzyskania pierwszej koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej;
3) przekazywać Prezesowi URE, co 2 lata, przez okres 6 lat od dnia pierwszego wprowadzenia energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej do sieci właściwego operatora, a następnie co 5 lat, sprawozdania dotyczące realizacji planu łańcucha dostaw materiałów i usług, o którym mowa w art. 42 ust. 1 i 3, w zakresie eksploatacji morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, w tym przyczyn istotnych odstępstw od realizacji tego planu. 2. Sprawozdania, o których mowa w ust. 1 pkt 2 i 3, sporządza się według wzoru określonego w przepisach wydanych na podstawie ust. 4 i przekazuje w postaci elektronicznej na adres elektroniczny wskazany przez Prezesa URE w Biuletynie Informacji Publicznej URE. 2a. Wytwórca, który uznaje informacje zawarte w sprawozdaniach, o których mowa w ust. 1 pkt 2 i 3, za tajemnicę przedsiębiorstwa, wskazuje, które z informacji stanowią tajemnicę przedsiębiorstwa, oraz załącza wersję danego sprawozdania niezawierającą tych informacji. 3. Prezes URE publikuje w Biuletynie Informacji Publicznej URE sprawozdania, o których mowa w ust. 1 pkt 2 i 3, w wersji niezawierającej informacji stanowiących tajemnicę przedsiębiorstwa, o której mowa w ust. 2a, w terminie 45 dni od dnia otrzymania danego kompletnego sprawozdania. 4. Minister właściwy do spraw klimatu określi, w drodze rozporządzenia, wzór sprawozdań, o których mowa w ust. 1 pkt 2 i 3, kierując się koniecznością ujednolicenia formy sporządzania sprawozdań i ułatwienia analizowania zamieszczonych w nich danych.

1. Wytwórca, w uzgodnieniu z operatorem systemu przesyłowego lub operatorem systemu dystrybucyjnego, do którego sieci jest przyłączana morska farma wiatrowa, wyposaża morską farmę wiatrową w:
1) układy pomiarowo-rozliczeniowe umożliwiające ustalenie ilości energii elektrycznej wytworzonej i wprowadzonej do sieci w poszczególnych okresach rozliczania niezbilansowania,
2) systemy umożliwiające ustalenie ilości energii elektrycznej, jaka nie została wytworzona w morskiej farmie wiatrowej na skutek poleceń ruchowych tego operatora
– i wyposaża te układy lub systemy w system zdalnego odczytu, zapewniający komunikację w czasie rzeczywistym z operatorem systemu przesyłowego lub operatorem systemu dystrybucyjnego. 2. W przypadku, o którym mowa w art. 3a, każdą z morskich farm wiatrowych wyposaża się w układy pomiarowo-rozliczeniowe rejestrujące ilość energii elektrycznej wprowadzonej do wykorzystywanej wspólnie stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu, w poszczególnych okresach rozliczenia niezbilansowania i wyposaża te układy w system zdalnego odczytu, zapewniający komunikację w czasie rzeczywistym z operatorem systemu przesyłowego lub operatorem systemu dystrybucyjnego. 3. Układy pomiarowo-rozliczeniowe, o których mowa w ust. 2:
1) umożliwiają ustalenie ilości energii elektrycznej z podziałem na poszczególne morskie farmy wiatrowe, niezależnie od układu pomiarowo-rozliczeniowego rejestrującego ilość energii elektrycznej pobranej z sieci i wprowadzonej do sieci przez te morskie farmy wiatrowe, znajdującego się w punkcie rozgraniczenia własności z właściwym operatorem systemu;
2) lokalizuje się na zaciskach generatora morskiej turbiny wiatrowej oraz na wejściu odcinka sieci średniego lub wysokiego napięcia bezpośrednio łączącego morskie turbiny wiatrowe danej morskiej farmy wiatrowej z wykorzystywaną wspólnie z inną morską farmą wiatrową stacją elektroenergetyczną zlokalizowaną na morzu.

1. Do wniosku o określenie warunków przyłączenia wytwórca dołącza pozwolenie na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich dla morskiej farmy wiatrowej, potwierdzające dopuszczalność lokalizacji danego źródła na terenie objętym planowaną inwestycją. 2. Wytwórca, który nie zamierza ubiegać się o przyznanie prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3 lub w rozdziale 4, dołącza do wniosku, o którym mowa w ust. 1, również oświadczenie o następującej treści: „Świadomy odpowiedzialności karnej za złożenie fałszywego oświadczenia wynikającej z art. 233 § 6 ustawy z dnia 6 czerwca 1997 r. – Kodeks karny oświadczam, że rezygnuję z ubiegania się o prawo do pokrycia ujemnego salda, o którym mowa w art. 40 ust. 1 pkt 3 ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych, w zakresie morskiej farmy wiatrowej będącej przedmiotem niniejszego wniosku.”; klauzula ta zastępuje pouczenie organu o odpowiedzialności karnej za składanie fałszywych oświadczeń. 3. Operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego niezwłocznie informuje Prezesa URE o złożeniu przez wytwórcę oświadczenia, o którym mowa w ust. 2, a także o wydaniu warunków przyłączenia dla tego wytwórcy.

1. W przypadku ubiegania się o przyłączenie do sieci morskiej farmy wiatrowej, dla której wytwórca nie złożył oświadczenia, o którym mowa w art. 48 ust. 2, operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego wydaje, zamiast warunków przyłączenia, wstępne warunki przyłączenia, na zasadzie równoprawnego traktowania i przyłączania do miejsc przyłączenia określonych w uzgodnionym przez Prezesa URE planie rozwoju, o którym mowa w art. 16 ustawy
– Prawo energetyczne. 2. W przypadku gdy operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego odmówi wydania wstępnych warunków przyłączenia, niezwłocznie powiadamia o odmowie i jej przyczynach Prezesa URE i wytwórcę. W sprawach spornych dotyczących odmowy wydania wstępnych warunków przyłączenia rozstrzyga Prezes URE na wniosek wytwórcy. 3. Wstępne warunki przyłączenia są ważne dwa lata od dnia ich doręczenia, z uwzględnieniem art. 51 ust. 2. 4. Wstępne warunki przyłączenia morskiej farmy wiatrowej nie stanowią zobowiązania operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej. 5. Wstępne warunki przyłączenia i warunki przyłączenia morskiej farmy wiatrowej mogą określać warunki niegwarantujące niezawodnych dostaw energii, które zostaną uwzględnione w umowie o przyłączenie. 6. W zakresie nieuregulowanym w niniejszej ustawie do wstępnych warunków przyłączenia stosuje się odpowiednio przepisy ustawy – Prawo energetyczne, dotyczące warunków przyłączenia, przy czym do wstępnych warunków przyłączenia nie ma obowiązku załączenia projektu umowy o przyłączenie. 7. Zmiana warunków przyłączenia lub wydanie nowych warunków przyłączenia w miejsce warunków, które stanowiły podstawę do zawarcia umowy o przyłączenie, po zawarciu umowy o przyłączenie, nie wymagają wydania wstępnych warunków przyłączenia, chyba że zmiana dotyczy zwiększenia mocy przyłączeniowej.

1. Z dniem:
1) wydania wytwórcy decyzji, o której mowa w art. 18 ust. 1, albo
2) rozstrzygnięcia aukcji w przypadku wytwórcy, którego oferta wygrała aukcję, o której mowa w art. 26 ust. 1
– wstępne warunki przyłączenia wydane wytwórcy posiadającemu ważne wstępne warunki przyłączenia, ubiegającemu się o przyłączenie morskich farm wiatrowych do sieci, stają się warunkami przyłączenia ważnymi przez 2 lata od tego dnia. Operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego przekazuje temu wytwórcy projekt umowy o przyłączenie w terminie 60 dni od tego dnia. 2. Na wniosek wytwórcy ubiegającego się o przyłączenie morskiej farmy wiatrowej do sieci, złożony do właściwego przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej nie później niż na 2 miesiące przed upływem okresu ważności wstępnych warunków przyłączenia, okres ważności wstępnych warunków przyłączenia ulega przedłużeniu o 2 lata. 3. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej potwierdza pisemnie złożenie wniosku, o którym mowa w ust. 2, wskazując w tym potwierdzeniu w szczególności termin ważności wstępnych warunków przyłączenia.

1. W przypadku gdy operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego:
1) odmówi wydania warunków przyłączenia albo wstępnych warunków przyłączenia lub zawarcia umowy o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej z wytwórcą ubiegającym się o przyłączenie do sieci z powodu braku technicznych lub ekonomicznych warunków przyłączenia, niezwłocznie zwraca pobraną zaliczkę, a także zabezpieczenie, jeżeli zostało złożone;
2) wyda warunki przyłączenia albo wstępne warunki przyłączenia po terminie, o którym mowa w art. 50 ust. 2, wypłaca odsetki od wniesionej zaliczki liczone za każdy dzień zwłoki w wydaniu tych warunków albo wstępnych warunków;
3) wyda warunki przyłączenia albo wstępne warunki przyłączenia, które będą przedmiotem sporu między operatorem systemu przesyłowego lub operatorem systemu dystrybucyjnego a wytwórcą ubiegającym się o ich wydanie i spór zostanie rozstrzygnięty na korzyść tego wytwórcy, zwraca pobraną zaliczkę, wraz z odsetkami liczonymi od dnia jej wniesienia do dnia jej zwrotu, o ile nie nastąpi przyłączenie. 2. Stopę odsetek, o których mowa w ust. 1, przyjmuje się w wysokości równej rentowności pięcioletnich obligacji skarbowych emitowanych na najbliższy dzień poprzedzający dzień 30 czerwca roku, w którym złożono wniosek o wydanie warun- ków przyłączenia, według danych opublikowanych przez ministra właściwego do spraw finansów publicznych oraz Główny Urząd Statystyczny.

1. Operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego gwarantuje w umowie o przyłączenie do sieci morskiej farmy wiatrowej, w przypadku przyznania prawa do pokrycia ujemnego salda, niezawodne dostawy energii od dnia, w którym upływa 7 lat od otrzymania przez właściwego operatora systemu przesyłowego albo operatora systemu dystrybucyjnego informacji, o której mowa w art. 18 ust. 8 – w przypadku przyznania prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3, albo informacji, o której mowa w art. 34 ust. 5 – w przypadku przyznania prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 4, pod warunkiem:
1) uzgodnienia przez Prezesa URE planu rozwoju sieci lub jego aktualizacji z harmonogramem umożliwiającym dotrzymanie tego terminu oraz
2) braku wystąpienia okoliczności niezależnych od właściwego operatora systemu przesyłowego albo operatora systemu dystrybucyjnego, mających wpływ na niezachowanie tego terminu. 2. Na zasadzie równoprawnego traktowania, operator systemu przesyłowego albo operator systemu dystrybucyjnego może w uzasadnionych przypadkach zobowiązać się w umowie o przyłączenie, że zagwarantuje niezawodne dostawy energii w terminie wcześniejszym niż określony w ust. 1.

1. Wytwórca:
1) będący stroną umowy o przyłączenie, w której termin dostarczenia po raz pierwszy do sieci energii elektrycznej przypada przed dniem 31 grudnia 2028 r., oraz
2) który nie uzyskał decyzji, o której mowa w art. 16 ust. 1, z powodu upływu terminu na złożenie wniosku, o którym mowa w art. 13 ust. 1, oraz
3) który zamierza uczestniczyć w aukcji, o której mowa w art. 26 ust. 1
– może zwrócić się do dnia 31 marca 2022 r. do operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego z wnioskiem o zmianę tej umowy przez określenie w niej nowego terminu dostarczenia po raz pierwszy do sieci energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej, przy czym termin ten nie może przypadać później niż w dniu 31 grudnia 2028 r. 2. W terminie 90 dni od dnia złożenia przez wytwórcę wniosku, o którym mowa w ust. 1, strony umowy o przyłączenie aktualizują jej postanowienia, w szczególności określają nowy termin dostarczenia po raz pierwszy do sieci energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej, a także określają nowy harmonogram przyłączenia do sieci.

Art. 56a. 1. Operatorowi systemu przesyłowego lub operatorowi systemu dystrybucyjnego przysługuje prawo do wypowiedzenia umowy o przyłączenie do sieci, w całości lub w części, ze skutkiem natychmiastowym, wytwórcy, który oświadczył w tej umowie, że zamierza ubiegać się o przyznanie prawa do pokrycia ujemnego salda a nie wziął udziału w aukcji, o której mowa w art. 29 ust. 3 pkt 1, lub tej aukcji nie wygrał. W przypadku, o którym mowa w zdaniu pierwszym, wypowiedzenie następuje z przyczyn dotyczących wytwórcy. 2. Przepisu ust. 1 nie stosuje się w przypadku wytwórcy, któremu przyznano prawo do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3 w zakresie danej morskiej farmy wiatrowej.

1. Termin dostarczenia po raz pierwszy energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej przez wytwórcę, którego oferta wygrała aukcję, o której mowa w art. 26 ust. 1, określony w umowie o przyłączenie do sieci zawartej z tym wytwórcą jako podmiotem przyłączanym, upływa nie wcześniej niż termin wskazany w art. 31 ust. 4 pkt 5, z uwzględnieniem art. 35. 2. Nie później niż w terminie 90 dni od dnia podania do publicznej wiadomości informacji o wynikach aukcji, o której mowa w ust. 1, zgodnie z art. 34 ust. 2, strony umowy o przyłączenie dostosowują jej postanowienia do wymogów określonych w ust. 1, w szczególności określają nowy termin dostarczenia po raz pierwszy do sieci energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej, a także określają nowy harmonogram przyłączenia. 3. W przypadku, o którym mowa w art. 35, strony umowy o przyłączenie dostosowują postanowienia tej umowy do wymogów określonych w ust. 1, w szczególności określają nowy termin dostarczenia po raz pierwszy do sieci energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej, a także określają nowy harmonogram przyłączenia do sieci, w terminie 90 dni od dnia złożenia przez wytwórcę do właściwego operatora systemu elektroenergetycznego wniosku w tej sprawie wraz z oryginałem lub poświadczoną kopią ostatecznej decyzji, o której mowa w art. 35.

1. W przypadku zamiaru rozporządzenia zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy właściciel zespołu urządzeń zawiadamia operatora systemu przesyłowego o tym zamiarze oraz o istotnych elementach tego rozporządzenia, w szczególności o cenie albo wartości świadczenia. 2. W terminie miesiąca od dnia otrzymania zawiadomienia operator systemu przesyłowego może złożyć właścicielowi zespołu urządzeń oświadczenie o zamiarze nabycia zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, co stanowi podstawę do rozpoczęcia negocjacji treści umowy sprzedaży tego zespołu urządzeń na rzecz operatora systemu przesyłowego. Właściciel zespołu urządzeń udostępnia operatorowi systemu przesyłowego informacje niezbędne do określenia treści umowy sprzedaży zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy na jego rzecz, w szczególności ceny. 3. Cenę ustala się z zastosowaniem metody odtworzeniowej. 4. W przypadku gdy właściciel zespołu urządzeń i operator systemu przesyłowego nie osiągną, w terminie 6 miesięcy od dnia złożenia przez operatora systemu przesyłowego oświadczenia, porozumienia co do treści umowy, właściciel zespołu urządzeń lub operator systemu przesyłowego może, w terminie 3 miesięcy po upływie tego terminu, wystąpić z wnioskiem do Prezesa URE o ustalenie treści tej umowy. 5. We wniosku wnioskodawca wskazuje postanowienia projektu umowy, które zostały uzgodnione w trakcie negocjacji, oraz przekazuje informacje i dokumenty, którymi dysponuje, w tym raporty i ekspertyzy techniczne oraz finansowe, pomocne dla ustalenia przez Prezesa URE treści tej umowy. 6. Prezes URE informuje drugą stronę negocjacji o wpłynięciu wniosku oraz przekazuje jej postanowienia projektu umowy, informacje i dokumenty, o których mowa w ust. 5. 7. Prezes URE ma prawo żądania przedstawienia przez właściciela zespołu urządzeń oraz przez operatora systemu przesyłowego wszelkich dodatkowych informacji i dokumentów niezbędnych do ustalenia treści umowy, wyznaczając termin na ich przedłożenie nie dłuższy niż 30 dni. 8. Prezes URE ustala treść umowy w drodze decyzji. Stronami postępowania w sprawie wydania tej decyzji są wyłącznie właściciel zespołu urządzeń oraz operator systemu przesyłowego. 9. Decyzja wiąże strony z dniem jej wydania i podlega natychmiastowemu wykonaniu. Wniesienie odwołania nie wstrzymuje wykonania decyzji – przepis art. 47952 ustawy z dnia 17 listopada 1964 r. – Kodeks postępowania cywilnego (Dz. U. z 2024 r. poz. 1568 i 1841) nie stosuje się. 10. Prezes URE, ustalając treść umowy, może uznać za uzgodnione postanowienia projektu tej umowy wskazane we wniosku przez wnioskodawcę oraz potwierdzone przez drugą stronę negocjacji w terminie 14 dni od dnia otrzymania przez nią postanowień projektu umowy, informacji i dokumentów, o których mowa w ust. 5. 11. Prezes URE wydaje decyzję po zasięgnięciu opinii niezależnego eksperta. Niezależnym ekspertem może być biegły rewident w rozumieniu ustawy z dnia 11 maja 2017 r. o biegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze pub- licznym, który udokumentuje przeprowadzenie badania sprawozdania finansowego w okresie 5 ostatnich lat dla co najmniej 2 podmiotów będących wytwórcami energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, każdy z podmiotów o wartości sumy bilansowej nie mniejszej niż 300 000 000 zł, w tym wartości aktywów trwałych dotyczących odnawialnych źródeł energii nie mniejszej niż 150 000 000 zł. Koszty sporządzenia opinii obciążają właściciela zespołu urządzeń i operatora systemu przesyłowego po połowie. 12. W przypadku gdy:
1) operator systemu przesyłowego nie złożył oświadczenia, o którym mowa w ust. 2, albo
2) mimo złożenia przez operatora systemu przesyłowego tego oświadczenia nie dojdzie do:
a) zawarcia umowy sprzedaży w wyniku negocjacji albo
b) ustalenia treści tej umowy w sposób określony w ust. 8
– właściciel zespołu urządzeń może dokonać rozporządzenia tym zespołem na rzecz podmiotu trzeciego. 13. Właściciel zespołu urządzeń dokonujący rozporządzenia zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, w terminie 14 dni od dnia tego rozporządzenia, przekazuje Prezesowi URE informację o treści umowy stanowiącej podstawę tego rozporządzenia. 14. Nieważne jest rozporządzenie przez właściciela zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy dokonane bez zawiadomienia, o którym mowa w ust. 1, a także dokonane w okresie pomiędzy tym zawiadomieniem a upływem terminu na złożenie przez operatora systemu przesyłowego oświadczenia, o którym mowa w ust. 2. 15. W przypadku złożenia przez operatora systemu przesyłowego oświadczenia, o którym mowa w ust. 2, nieważne jest rozporządzenie przez właściciela zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy dokonane na rzecz podmiotu innego niż operator systemu przesyłowego przed upływem terminu na wystąpienie z wnioskiem do Prezesa URE, o którym mowa w ust. 4. 16. W przypadku wystąpienia do Prezesa URE z wnioskiem, o którym mowa w ust. 4, nieważne jest rozporządzenie przez właściciela zespołem urządzeń dokonane na rzecz podmiotu innego niż operator systemu przesyłowego przed uprawo- mocnieniem się decyzji Prezesa URE lub, w przypadku wniesienia odwołania od tej decyzji, przed uprawomocnieniem się orzeczenia Sądu Okręgowego w Warszawie – sądu ochrony konkurencji i konsumentów.

1. Operatorowi systemu przesyłowego przysługuje prawo opcji zakupu zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, w przypadku gdy:
1) opracowany przez niego plan rozwoju, o którym mowa w art. 16 ustawy – Prawo energetyczne, obejmujący polskie obszary morskie w rozumieniu ustawy o obszarach morskich został uzgodniony przez Prezesa URE;
2) warunki przyłączenia dla tego zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy zostały wydane po dniu uzgodnienia planu, o którym mowa w pkt 1;
3) zakup tego zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy jest niezbędny do zrealizowania przez niego inwestycji o charakterze strategicznym oraz uzasadniony ze względu na równoważenie interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców energii;
4) warunki przyłączenia dla tego zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy nie dotyczą morskich farm wiatrowych, dla których wytwórcy przyznano prawo do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3. 2. Operator systemu przesyłowego może złożyć właścicielowi zespołu urządzeń oświadczenie o zamiarze skorzystania z opcji zakupu nie później niż do dnia zawarcia umowy o przyłączenie do sieci przesyłowej. Oświadczenie stanowi załącznik do umowy o przyłączenie do sieci przesyłowej. 3. Właściciel zespołu urządzeń oraz operator systemu przesyłowego podejmują negocjacje dotyczące zawarcia umowy sprzedaży zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy. 4. Umowa, o której mowa w ust. 3, określa w szczególności:
1) warunki sprzedaży zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, w tym rozliczenia związanych z tym zespołem nakładów inwestycyjnych, uzasadnionych kosztów eksploatacji oraz nakładów inwestycyjnych i kosztów wynikających z uwzględnienia wymagań operatora w zakresie warunków technicznych realizacji inwestycji;
2) obowiązki stron umowy w zakresie eksploatacji zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, w tym sposób i zasady postępowania w przypadku awarii. 5. Cenę sprzedaży zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy ustala się z zastosowaniem metody odtworzeniowej.

1. Z dniem przejścia własności zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy na operatora systemu przesyłowego ten zespół urządzeń staje się częścią sieci przesyłowej. 2. Przejście własności zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy na operatora systemu przesyłowego stanowi podstawę do wypowiedzenia przez tego operatora umów dotyczących zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, zawartych między dotychczasowym właścicielem a innym podmiotem przed dniem przejścia własności na operatora systemu przesyłowego, w terminie 3 miesięcy od tego dnia. 3. Strony, wraz z zawarciem umowy skutkującej przejściem własności, o którym mowa w ust. 1, zmieniają umowę o świadczenie usług przesyłania, określając nowe miejsce dostarczania energii do sieci, o którym mowa w art. 5 ust. 2 pkt 2 ustawy – Prawo energetyczne. 4. Jeżeli w chwili zawarcia umowy sprzedaży zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy umowa o przyłączenie do sieci przesyłowej nie została w całości wykonana, strony zmieniają jej postanowienia, określając nowe miejsce rozgraniczenia własności, o którym mowa w art. 7 ust. 2 ustawy – Prawo energetyczne. 5. Ponoszone przez operatora systemu przesyłowego koszty związane z realizacją umowy sprzedaży zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, koszty utrzymania i eksploatacji tego zespołu urządzeń, w tym podatki i opłaty, oraz koszty usunięcia konstrukcji, urządzeń i elementów tego zespołu urządzeń oraz spowodowanych szkód w środowisku są zaliczane do kosztów uzasadnionych w rozumieniu art. 3 pkt 21 ustawy – Prawo energetyczne. 6. Aktywa składające się na zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, którego dotyczy przejście własności, o którym mowa w ust. 1, powiększają aktywa operatora systemu przesyłowego oraz są ujmowane w składnikach majątkowych taryfy przesyłowej, w tym w zwrocie z zaangażowanego kapitału oraz amortyzacji.

1. Przed zawarciem umowy przenoszącej własność morskiej farmy wiatrowej wytwórca przenoszący własność oraz nabywca tej morskiej farmy wiatrowej występują do Prezesa URE z wnioskiem o wyrażenie zgody na przejście prawa określonego w art. 40 ust. 1 pkt 3 oraz obowiązków z tym prawem związanych na jej nabywcę, przedkładając dokumentację określoną odpowiednio w art. 15 ust. 3 pkt 4 lub art. 26 ust. 5 pkt 4. 2. Wniosek, o którym mowa w ust. 1, zawiera:
1) imię i nazwisko oraz adres zamieszkania albo nazwę i adres siedziby wytwórcy oraz numer NIP, o ile wytwórcy nadano ten numer, lub inny go zastępujący;
2) imię i nazwisko oraz adres zamieszkania albo nazwę i adres siedziby nabywcy morskiej farmy wiatrowej oraz numer NIP, o ile nabywcy nadano ten numer, lub inny go zastępujący;
3) nazwę, lokalizację i miejsce przyłączenia morskiej farmy wiatrowej, której dotyczy umowa, o której mowa w ust. 1, oznaczenie decyzji, o której mowa w art. 16 ust. 1 i art. 18 ust. 1, numer identyfikacyjny tej morskiej farmy wiatrowej w internetowej platformie aukcyjnej oraz moc zainstalowaną elektryczną tej morskiej farmy wiatrowej;
4) podpis wytwórcy i nabywcy morskiej farmy wiatrowej lub osób uprawnionych do ich reprezentowania. 3. Do wniosku, o którym mowa w ust. 1, nabywca dołącza:
1) oświadczenie następującej treści: „Oświadczam, że w nabywanej morskiej farmie wiatrowej będzie wytwarzana energia elektryczna z energii wiatru na morzu oraz że z dniem jej nabycia przyjmuję prawa i obowiązki wytwórcy, o którym mowa w art. 64 ust. 1 ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych.”;
2) zobowiązanie, o którym mowa w art. 15 ust. 2 pkt 4 albo art. 31 ust. 4 pkt 5;
3) gwarancję ubezpieczeniową lub bankową, o której mowa w art. 5 ust. 2 pkt 2, o ile zostały ustanowione dla danej instalacji. 4. Prezes URE odmawia wydania zgody na przejście praw i obowiązków, o których mowa w ust. 1, jeżeli wniosek nie spełnia wymagań określonych w ust. 2 i 3. Wyrażenie zgody lub odmowa wyrażenia zgody następuje w drodze postanowienia wydanego w terminie 30 dni od dnia złożenia wniosku.

1. Decyzje administracyjne wydane w celu realizacji inwestycji polegającej na budowie oraz utrzymywaniu morskich farm wiatrowych oraz zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy:
1) o środowiskowych uwarunkowaniach,
2) zgoda wodnoprawna, wydawana na podstawie przepisów ustawy z dnia 20 lipca 2017 r. – Prawo wodne (Dz. U. z 2024 r. poz. 1087, 1089 i 1473 oraz z 2025 r. poz. 216),
3) pozwolenie na budowę, wydawane na podstawie przepisów ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane (Dz. U. z 2024 r. poz. 725, 834, 1222, 1847 i 1881),
4) pozwolenie na użytkowanie, wydawane na podstawie ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane
– podlegają natychmiastowemu wykonaniu. 2. Decyzje, o których mowa w ust. 1 pkt 1–3, wydaje się w terminie 90 dni od dnia złożenia wniosku o wydanie takiej decyzji. Decyzję, o której mowa w ust. 1 pkt 4, wydaje się w terminie 30 dni od dnia złożenia wniosku o wydanie takiej decyzji. 3. Odwołanie od decyzji administracyjnych, o których mowa w ust. 1, wnosi się w terminie 14 dni od dnia doręczenia decyzji stronie albo w terminie 30 dni od dnia obwieszczenia lub doręczenia zawiadomienia o wydaniu decyzji. 4. Odwołanie od decyzji administracyjnych, o których mowa w ust. 1, zawiera zarzuty odnoszące się do decyzji, określa istotę i zakres żądania będącego przedmiotem odwołania oraz wskazuje dowody uzasadniające to żądanie. 5. Odwołanie od decyzji administracyjnych, o których mowa w ust. 1, rozpatruje się w terminie 60 dni od dnia wpływu. 6. W postępowaniu przed organem wyższego stopnia oraz przed sądem administracyjnym nie można uchylić decyzji, o których mowa w ust. 1, w całości ani stwierdzić ich nieważności w całości, gdy wadą dotknięta jest tylko część decyzji dotycząca części inwestycji w zakresie morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy. 7. O każdym przypadku niewydania w terminie decyzji, o których mowa w ust. 1, a także nierozpatrzenia w terminie odwołania od decyzji, o których mowa w ust. 1, organ właściwy do rozpatrzenia sprawy zawiadamia strony postępowania oraz ministra właściwego do spraw klimatu, podając przyczyny zwłoki i wskazując nowy termin załatwienia sprawy. O każdym przypadku niewydania w terminie decyzji o pozwoleniu na budowę lub pozwoleniu na użytkowanie organ właściwy do rozpatrzenia sprawy zawiadamia również Głównego Inspektora Nadzoru Budowlanego, podając przyczyny zwłoki i wskazując nowy termin załatwienia sprawy. 8. W postępowaniach w przedmiocie wydania decyzji, o których mowa w ust. 1 pkt 1–3, przepis art. 31 Kodeksu postępowania administracyjnego stosuje się do organizacji społecznej, która została wpisana do właściwego rejestru co najmniej rok przed wystąpieniem przez tę organizację z żądaniem dopuszczenia jej do udziału w postępowaniu. 9. Do decyzji, o której mowa w ust. 1 pkt 3, poprzedzonej decyzją o środowiskowych uwarunkowaniach, stosuje się przepisy art. 72 ust. 6 i 6a ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko. 10. Do postępowania w przedmiocie wydania decyzji, o której mowa w ust. 1 pkt 3, poprzedzonej decyzją o środowis-kowych uwarunkowaniach, stosuje się przepisy art. 86f ust. 6, art. 86g oraz art. 86h ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko.

1. Do skarg na decyzje administracyjne, o których mowa w art. 76, stosuje się przepisy ustawy z dnia 30 sierpnia 2002 r. – Prawo o postępowaniu przed sądami administracyjnymi (Dz. U. z 2024 r. poz. 935 i 1685), z wyłączeniem art. 61
§ 3 tej ustawy, z tym że:
1) przekazanie akt i odpowiedzi na skargę następuje w terminie 15 dni od dnia otrzymania skargi;
2) skargę rozpatruje się w terminie 30 dni od dnia otrzymania akt wraz z odpowiedzią na skargę. 1a. Do skarg na decyzję, o której mowa w art. 76 ust. 1 pkt 3, wniesionych na podstawie art. 86g ust. 5 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko, stosuje się przepis art. 86g ust. 8 tej ustawy. 2. Termin rozpatrzenia skargi kasacyjnej od decyzji administracyjnych, o których mowa w art. 76, wynosi 2 miesiące od dnia jej wniesienia. 3. Wyłączenie, o którym mowa w ust. 1, nie dotyczy skarg na decyzję:
1) o środowiskowych uwarunkowaniach;
2) o której mowa w art. 76 ust. 1 pkt 3, w ramach której wydano postanowienie, o którym mowa w art. 90 ust. 1 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko. 4. Do skarg na decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach nie stosuje się terminów, o których mowa w art. 86f ust. 2–4 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko.

1. Zmiana usytuowania morskich turbin wiatrowych lub innych elementów morskiej farmy wiatrowej oraz urządzeń wchodzących w skład zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy w ramach lokalizacji określonej w pozwoleniu, o którym mowa w art. 23 ust. 1 ustawy o obszarach morskich, nie stanowi istotnego odstąpienia od zatwierdzonego projektu zagospodarowania działki lub terenu oraz projektu architektoniczno-budowlanego lub innych warunków pozwolenia na budowę w rozumieniu art. 36a ust. 5 ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane, jeżeli łącznie są spełnione następujące warunki:
1) potrzeba zmiany usytuowania wynika z uwarunkowań geologicznych w akwenie lub napotkania obiektów pochodzenia nieantropogenicznego lub antropogenicznego, czego przy zachowaniu należytej staranności nie dało się przewidzieć;
2) zmiana nie spowoduje konieczności zmiany pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich lub decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. 2. Zmiana, o której mowa w ust. 1, wymaga zgody dyrektora urzędu morskiego właściwego dla lokalizacji morskiej farmy wiatrowej, wydanej w formie postanowienia, w terminie 14 dni od wpłynięcia wniosku o zmianę usytuowania morskich turbin wiatrowych lub innych elementów morskiej farmy wiatrowej. Przepisy art. 122a § 2 Kodeksu postępowania administracyjnego stosuje się odpowiednio. 3. Dyrektor urzędu morskiego może odmówić zgody, o której mowa w ust. 2, jeżeli zmiana, o której mowa w ust. 1, wpłynie niekorzystnie na bezpieczeństwo żeglugi oraz środowisko. 4. Zmiana, o której mowa w ust. 1, wymaga aktualizacji ekspertyz i planów, o których mowa w art. 113b ustawy z dnia 18 sierpnia 2011 r. o bezpieczeństwie morskim (Dz. U. z 2024 r. poz. 1068 i 1933), nie później niż na 90 dni przed planowaną datą pierwszego wytworzenia energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej lub jej części. 5. Zmiana usytuowania morskich turbin wiatrowych lub innych elementów morskiej farmy wiatrowej oraz urządzeń wchodzących w skład zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy w ramach lokalizacji określonej w pozwoleniu, o którym mowa w art. 23 ust. 1 ustawy o obszarach morskich, powodująca przesunięcie środka okręgu opisanego na obrysie fundamentu morskiej turbiny wiatrowej lub innego elementu morskiej farmy wiatrowej oraz urządzeń wchodzących w skład zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy o nie więcej niż 50 m, nie stanowi istotnego odstąpienia od zatwierdzonego projektu zagospodarowania działki lub terenu oraz projektu architektoniczno-budowlanego lub innych warunków pozwolenia na budowę w rozumieniu art. 36a ust. 5 ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane, jeżeli nie spowoduje konieczności zmiany pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich lub decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. 6. Zmiana, o której mowa w ust. 5, podlega pisemnemu zgłoszeniu dyrektorowi urzędu morskiego właściwego dla lokalizacji morskiej farmy wiatrowej, w terminie 7 dni od dnia dokonania takiej zmiany. Przepisu ust. 2–4 nie stosuje się. Rozdział 10 Budowa, eksploatacja i likwidacja morskich farm wiatrowych

1. Morska farma wiatrowa oraz zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, w zakresie projektowania, budowy, eksploatacji i likwidacji spełniają wymagania, które zapewniają:
1) bezpieczeństwo konstrukcji oraz budowy w zakresie wytrzymałości, nośności i stateczności;
2) bezpieczeństwo pożarowe;
3) bezpieczeństwo użytkowania;
4) ochronę środowiska;
5) warunki użytkowe odpowiednie do przeznaczenia różnych typów urządzeń i konstrukcji lub instalacji wchodzących w skład morskiej farmy wiatrowej. 2. Wytwórca przedkłada operatorowi systemu przesyłowego ekspertyzę zgodności:
1) projektowej, wydaną po opracowaniu projektów wykonawczych przed rozpoczęciem robót budowlanych,
2) wykonawczej, wydaną po zakończeniu budowy, potwierdzającą zgodność procesu budowy z projektem wykonawczym oraz ekspertyzą, o której mowa w pkt 1, wraz z wnioskiem o wydanie tymczasowego pozwolenia na użytkowanie (ION) w rozumieniu rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci, na morską farmę wiatrową lub jej część
– z wymaganiami określonymi w przepisach wydanych na podstawie art. 83, dotyczącą zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy lub stacji elektroenergetycznych zlokalizowanych na morzu. 3. Ekspertyzy, o których mowa w ust. 2, sporządza podmiot, który udokumentuje posiadane doświadczenie w zakresie oceny dokumentacji technicznej oraz nadzoru nad budową, przebudową lub eksploatacją zespołu urządzeń służącego do wyprowadzenia mocy, obejmujące realizację co najmniej 2 projektów, w przedmiotowym lub zbliżonym zakresie, w okresie ostatnich 10 lat. Dokumenty potwierdzające doświadczenie podmiotu sporządzającego ekspertyzy, o których mowa w ust. 2, wytwórca przedkłada operatorowi systemu przesyłowego. 4. Morska farma wiatrowa może być przyłączona do sieci elektroenergetycznej, jeżeli zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy został wybudowany do pracy na napięciu przemiennym 220kV lub innej wyższej wartości stosowanej w sieci przesyłowej na terenie działalności operatorów systemu przesyłowego należących do ENTSO-E lub na napięciu stałym niezależnie od wartości. 5. Wytwórca sporządza oceny, analizy oraz raporty dotyczące spełnienia przez elementy stacji elektroenergetycznych zlokalizowanych na morzu oraz zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy wymagań, o których mowa w ust. 1, i przekazuje je operatorowi systemu przesyłowego. 6. Wytwórca każdorazowo ustala z operatorem systemu przesyłowego zakres dokumentów, o których mowa w ust. 5.

Minister właściwy do spraw klimatu, po zasięgnięciu opinii ministra właściwego do spraw budownictwa, planowania i zagospodarowania przestrzennego oraz mieszkalnictwa, określi, w drodze rozporządzenia, szczegółowe wymagania dla elementów zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy oraz dla elementów stacji elektroenergetycznych zlokalizowanych na morzu, w szczególności:
1) minimalny operacyjny czas życia zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy,
2) minimalną dostępność i maksymalną utratę mocy zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy oraz szczegółowy sposób wyznaczania tej minimalnej dostępności,
3) wymagania dla elementów stacji elektroenergetycznych, w tym wymagania budowlane,
4) wymagania dla kablowej linii eksportowej służącej do wyprowadzenia mocy z morskich farm wiatrowych,
5) wymagania dla urządzeń i układów obwodów wtórnych oraz urządzeń i układów współpracujących z nimi,
6) wymagania dla urządzeń i systemów telekomunikacyjnych,
7) wymagania w zakresie ochrony urządzeń obwodów wtórnych, urządzeń współpracujących z nimi oraz urządzeń telekomunikacyjnych przed czynnikami środowiskowymi,
8) minimalny zakres ocen, analiz i raportów, o których mowa w art. 82 ust. 5, oraz terminy ich sporządzania i przekazywania operatorowi systemu przesyłowego,
9) wymagania w zakresie zabiegów eksploatacyjnych i przeglądów
– biorąc pod uwagę bezpieczeństwo i niezawodność funkcjonowania zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy i stacji elektroenergetycznych zlokalizowanych na morzu.

1. Do wniosków o określenie warunków przyłączenia morskich farm wiatrowych, które nie zostały rozpatrzone przed dniem wejścia w życie niniejszej ustawy, stosuje się przepisy niniejszej ustawy, przy czym w przypadku:
1) niedostarczenia do tego przedsiębiorstwa oświadczenia, o którym mowa w art. 48 ust. 2, lub
2) niewniesienia zabezpieczenia, o którym mowa w art. 7 ust. 8c1 ustawy – Prawo energetyczne, do tego przedsiębiorstwa
– w terminie 60 dni od dnia wejścia w życie niniejszej ustawy, przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej wydaje, zamiast warunków przyłączenia, wstępne warunki przyłączenia. 2. W przypadku, o którym mowa w ust. 1, przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej jest obowiązane wydać warunki przyłączenia albo wstępne warunki przyłączenia w terminie 250 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku o określenie warunków przyłączenia lub wniesienia zaliczki w zależności od tego, które z tych zdarzeń nastąpiło później. 3. W przypadku wytwórcy ubiegającego się o przyłączenie morskiej farmy wiatrowej do sieci przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, który posiada wydane przez to przedsiębiorstwo warunki przyłączenia i na dzień wejścia w życie ustawy nie zawarł umowy o przyłączenie, wydane warunki przyłączenia stają się wstępnymi warunkami przyłączenia z terminem ważności dotychczasowych warunków przyłączenia w przypadku:
1) niedostarczenia do tego przedsiębiorstwa oświadczenia, o którym mowa w art. 48 ust. 2, lub
2) niewniesienia zabezpieczenia, o którym mowa w art. 7 ust. 8c1 ustawy – Prawo energetyczne, do tego
– przedsiębiorstwa w terminie 60 dni od dnia wejścia w życie niniejszej ustawy. 4. Informację o oświadczeniu, o którym mowa w ust. 3, przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej przedkłada niezwłocznie Prezesowi URE. 5. W odniesieniu do:
1) wniosków o określenie warunków przyłączenia, które nie zostały rozpatrzone do dnia wejścia w życie niniejszej ustawy, oraz
2) wydanych warunków przyłączenia
– dla morskich farm wiatrowych zlokalizowanych w granicach obszarów określonych w załączniku nr 1 do ustawy przepisów ust. 1 i 3 nie stosuje się.

1. Maksymalny limit wydatków z budżetu państwa przeznaczonych na wykonywanie zadań Generalnego Dyrektora Ochrony Środowiska oraz Regionalnego Dyrektora Ochrony Środowiska w Gdańsku i Regionalnego Dyrektora Ochrony Środowiska w Szczecinie wynikających z niniejszej ustawy wynosi w:
1) 2021 r. – 350 000 zł;
2) 2022 r. – 588 000,00 zł;
3) 2023 r. – 588 000,00 zł;
4) 2024 r. – 588 000,00 zł;
5) 2025 r. – 1 099 971,50 zł;
6) 2026 r. – 1 180 619,77 zł;
7) 2027 r. – 1 262 330,82 zł;
8) 2028 r. – 1 343 629,27 zł;
9) 2029 r. – 1 426 435,69 zł;
10) 2030 r. – 1 512 068,02 zł. 2. Minister właściwy do spraw środowiska monitoruje wykorzystanie limitu wydatków, o którym mowa w ust. 1, oraz wdraża mechanizm korygujący, o którym mowa w ust. 3. 3. W przypadku przekroczenia lub zagrożenia przekroczenia przyjętego na dany rok budżetowy maksymalnego limitu wydatków określonego w ust. 1 oraz w przypadku gdy wielkość wydatków po pierwszym półroczu danego roku budżetowego wyniesie więcej niż 65 % limitu wydatków przewidzianych na dany rok, dysponent środków stosuje mechanizm korygujący polegający na obniżeniu kosztów realizacji zadań, o których mowa w ust. 1. 4. W przypadku gdy wielkość wydatków w poszczególnych miesiącach jest zgodna z planem finansowym, przepisu ust. 3 nie stosuje się.

Ustawa wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia12), z wyjątkiem art. 29 ust. 7 i 8, który wchodzi w życie z dniem 1 stycznia 2024 r.
12) Ustawa została ogłoszona w dniu 3 lutego 2021 r. Załącznik nr 1 OBSZARY, W GRANICACH KTÓRYCH MOGĄ ZOSTAĆ ZLOKALIZOWANE MORSKIE FARMY WIATROWE, W ODNIESIENIU DO KTÓRYCH WYTWÓRCA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W MORSKIEJ FARMIE WIATROWEJ MOŻE UBIEGAĆ SIĘ O PRZYZNANIE PRAWA DO POKRYCIA UJEMNEGO SALDA NA ZASADACH OKREŚLONYCH W ROZDZIALE 3 LUB W ROZDZIALE 4 USTAWY Układ współrzędnych geocentrycznych Obszar 1 geodezyjnych GRS80h Nr punktu λ – długość geodezyjna φ – szerokość geodezyjna 1 16° 58' 30,687" E 55° 00' 50,524" N 2 16° 51' 35,533" E 55° 02' 06,260" N 3 16° 50' 52,962" E 55° 02' 07,171" N 4 16° 46' 23,733" E 55° 06' 08,711" N 5 16° 46' 19,179" E 55° 06' 11,836" N 6 16° 44' 36,995" E 55° 07' 06,218" N 7 16° 47' 08,284" E 55° 07' 25,002" N 8 16° 50' 28,666" E 55° 07' 54,264" N 9 16° 53' 34,432" E 55° 08' 05,318" N 10 16° 55' 19,642" E 55° 08' 17,668" N 11 16° 56' 59,967" E 55° 08' 12,077" N Układ współrzędnych geocentrycznych Obszar 2 geodezyjnych GRS80h Nr punktu λ – długość geodezyjna φ – szerokość geodezyjna 1 17° 16 '57,430" E 54° 56' 42,424" N 2 17° 14' 00,653" E 55° 02' 35,801" N 3 17° 14' 45,028" E 55° 02' 52,125" N 4 17° 31' 37,853" E 54° 59' 55,268" N 5 17° 24' 47,597" E 54° 57' 24,641" N 6 17° 22' 42,654" E 54° 57' 09,443" N 7 17° 21' 25,617" E 54° 57' 05,517" N Układ współrzędnych geocentrycznych Obszar 3 geodezyjnych GRS80h Nr punktu λ – długość geodezyjna φ – szerokość geodezyjna 1 18° 01' 53.28243" E 55° 06' 20.78482" N 2 18° 03' 20.54312" E 55° 06' 24.52209" N 3 18° 04' 06.49727" E 55° 05' 58.79118" N 4 18° 05' 00.24074" E 55° 05' 31.88721" N 5 18° 05' 37.71270" E 55° 05' 04.10440" N 6 18° 06' 23.61878" E 55° 04' 38.36006" N 7 18° 07' 03.29189" E 55° 04' 21.46395" N 8 18° 08' 30.93288" E 55° 03' 54.30525" N 9 18° 09' 19.60427" E 55° 03' 41.37938" N 10 18° 09' 19.54662" E 55° 02' 27.08108" N 11 18° 01' 53.40538" E 55° 02' 10.61884" N Układ współrzędnych geocentrycznych Obszar 4 geodezyjnych GRS80h Nr punktu λ – długość geodezyjna φ – szerokość geodezyjna 1 17° 46' 35.24897" E 55° 05' 19.23601" N 2 17° 49' 19.54800" E 55° 05' 35.40626" N 3 17° 51' 12.92083" E 55° 05' 45.97360" N 4 17° 54' 07.58456" E 55° 06' 01.65557" N 5 17° 56' 01.35240" E 55° 06' 11.34555" N 6 17° 58' 58.04276" E 55° 06' 15.59407" N 7 18° 01' 03.57448" E 55° 06' 18.65590" N 8 18° 01' 52.92250" E 55° 06' 20.76941" N 9 18° 01' 53.04538" E 55° 02' 10.61866" N 10 18° 00' 00.36000" E 55° 02' 06.00000" N 11 18° 00' 00.36000" E 55° 03' 38.54832" N 12 18° 00' 00.35927" E 55° 04' 18.34267" N 13 17° 56' 28.92962" E 55° 04' 28.35191" N 14 17° 51' 30.27262" E 55° 04' 42.48952" N 15 17° 46' 40.57701" E 55° 04' 56.20291" N Układ współrzędnych geocentrycznych Obszar 5 geodezyjnych GRS80h Nr punktu λ – długość geodezyjna φ – szerokość geodezyjna 1 16° 57' 13,64418" E 55° 07' 07,47826" N 2 17° 01' 51,99330" E 55° 07' 07,21153" N 3 17° 05' 29,71435" E 55° 06' 50,90710" N 4 17° 09' 39,66584" E 55° 06' 33,83500" N 5 17° 13' 43,32554" E 55° 06' 17,19263" N 6 17° 16' 37,66357" E 55° 06' 49,12780" N 7 17° 16' 51,41705" E 55° 04' 20,60684" N 8 17° 16' 56,28536" E 55° 03' 30,32446" N 9 17° 15' 47,75890" E 55° 03' 12,98934" N 10 17° 14' 44,91582" E 55° 02' 52,46768" N 11 17° 14' 00,54913" E 55° 02' 36,14575" N 12 17° 12' 32,69617" E 55° 02' 14,64641" N 13 17° 11' 02,72735" E 55° 02' 19,22284" N 14 17° 07' 21,42113" E 55° 03' 30,24677" N 15 17° 06' 48,21278" E 55° 04' 01,93771" N 16 17° 05' 45,32608" E 55° 01' 27,21677" N 17 17° 04' 55,27376" E 54° 59' 23,83386" N 18 16° 58' 34,60303" E 55° 00' 33,20165" N Układ współrzędnych geocentrycznych Obszar 6 geodezyjnych GRS80h Nr punktu λ – długość geodezyjna φ – szerokość geodezyjna 1 17° 14' 46,51210" E 55° 02' 52,23156" N 2 17° 15' 47,94732" E 55° 03' 12,29432" N 3 17° 16' 56,71524" E 55° 03' 29,69053" N 4 17° 19' 13,98284" E 55° 03' 27,31014" N 5 17° 23' 02,59728" E 55° 03' 34,15115" N 6 17° 22' 48,88142" E 55° 06' 06,61090" N 7 17° 27' 18,80212" E 55° 06' 14,55739" N 8 17° 33' 43,89196" E 55° 06' 25,73802" N 9 17° 32' 54,37709" E 55° 03' 51,85915" N 10 17° 32' 30,88604" E 55° 02' 37,42861" N 11 17° 32' 09,12239" E 55° 02' 13,46662" N 12 17° 32' 39,44177" E 54° 59' 44,78158" N Układ współrzędnych geocentrycznych Obszar 7 geodezyjnych GRS80h Nr punktu λ – długość geodezyjna φ – szerokość geodezyjna 1 17° 43' 05,64308'' E 55° 00' 17,95302'' N 2 17° 41' 26,24788'' E 55° 00' 03,73399'' N 3 17° 40' 16,78915'' E 54° 59' 53,69608'' N 4 17° 38' 39,07356'' E 54° 59' 36,94600'' N 5 17° 38' 00,36776'' E 54° 59' 29,96063'' N 6 17° 37' 18,38651'' E 54° 59'21,91016'' N 7 17° 36' 23,13529'' E 54° 59' 10,25938'' N 8 17° 35' 24,07405'' E 54° 58' 55,99045'' N 9 17° 34' 29,27723'' E 54° 58' 46,23085'' N 10 17° 33' 51,03349'' E 54° 58' 39,48611'' N 11 17° 33' 41,65236'' E 54° 59' 21,50243'' N 12 17° 33' 06,28830'' E 55° 02' 05,61664'' N 13 17° 35' 18,15475'' E 55° 04' 29,27798'' N 14 17° 37' 17,88388'' E 55° 06' 39,03617'' N 15 17° 46' 16,29790'' E 55° 06' 39,08668'' N 16 17° 46' 34,60685'' E 55° 05' 18,81344'' N 17 17° 46' 39,82336'' E 55° 04' 56,23860'' N 18 17° 45' 02,38090'' E 55° 05' 00,85124'' N 19 17° 43' 05,63912'' E 55° 05' 06,37854'' N 20 17° 43' 05,63999'' E 55° 03' 24,39446'' N 21 17° 43' 05,99999'' E 55° 01' 42,75044'' N 22 17° 43' 05,63999'' E 55° 00' 36,00018'' N Układ współrzędnych geocentrycznych Obszar 8 geodezyjnych GRS80h Nr punktu λ – długość geodezyjna φ – szerokość geodezyjna 1 16° 33′ 14.24709' 'E 55° 03′ 26.09758'' N 2 16° 35′ 07.13682'' E 55° 03′ 39.24289'' N 3 16° 36′ 36.79060'' E 55° 03′ 36.78996'' N 4 16° 39′ 30.43502'' E 55° 04′ 14.03098'' N 5 16° 40′ 01.71074'' E 55° 04′ 31.65499'' N 6 16° 40′ 43.21914'' E 55° 05′ 33.30045'' N 7 16° 43′ 44.02670'' E 55° 06′ 50.29039'' N 8 16° 42′ 17.00000'' E 55° 07′ 52.00000'' N 9 16° 36′ 20.00000'' E 55° 06′ 30.00000'' N Załącznik nr 2 OBSZARY, W GRANICACH KTÓRYCH MOGĄ ZOSTAĆ ZLOKALIZOWANE MORSKIE FARMY WIATROWE, W ODNIESIENIU DO KTÓRYCH WYTWÓRCA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W MORSKIEJ FARMIE WIATROWEJ MOŻE UBIEGAĆ SIĘ O PRZYZNANIE PRAWA DO POKRYCIA UJEMNEGO SALDA NA ZASADACH OKREŚLONYCH W ROZDZIALE 4 USTAWY Obszar 14.E.1 Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 1 54° 25' 04.473" N 15° 17' 22.724" E 2 54° 22' 35.969" N 15° 10' 01.757" E 3 54° 22' 35.887" N 15° 10' 01.514" E 4 54° 22' 18.852" N 15° 09' 10.930" E 5 54° 22' 18.766" N 15° 09' 10.674" E 6 54° 21' 46.994" N 15° 07' 36.331" E 7 54° 24' 09.333" N 15° 02' 43.279" E 8 54° 27' 23.856" N 15° 07' 48.495" E Obszar 14.E.2 Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 1 54° 27' 23.856" N 15° 07' 48.495" E 2 54° 24' 09.333" N 15° 02' 43.279" E 3 54° 27' 03.258" N 14° 56' 45.298" E 4 54° 27' 30.406" N 14° 57' 13.183" E 5 54° 27' 31.951" N 14° 57' 14.757" E 6 54° 27' 36.865" N 14° 57' 19.818" E 7 54° 27' 48.777" N 14° 57' 32.054" E 8 54° 28' 30.670" N 14° 58' 15.084" E 9 54° 28' 30.784" N 14° 58' 15.201" E 10 54° 31' 06.748" N 15° 00' 55.400" E 11 54° 29' 31.456" N 15° 07' 28.094" E 12 54° 28' 20.093" N 15° 07' 40.765" E Obszar 14.E.3 Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 1 54° 35' 07.235" N 15° 20' 05.145" E 2 54° 28' 02.163" N 15° 08' 51.882" E 3 54° 28' 20.093" N 15° 07' 40.765" E 4 54° 29' 31.456" N 15° 07' 28.094" E 5 54° 31' 06.748" N 15° 00' 55.400" E 6 54° 33' 04.221" N 15° 02' 56.063" E 7 54° 34' 00.037" N 15° 03' 53.395" E 8 54° 34' 00.037" N 15° 04' 26.000" E 9 54° 34' 00.031" N 15° 05' 18.000" E Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 10 54° 34' 00.019" N 15° 06' 10.000" E 11 54° 34' 00.000" N 15° 07' 02.000" E 12 54° 34' 03.520" N 15° 07' 51.367" E 13 54° 34' 07.034" N 15° 08' 40.736" E 14 54° 34' 10.542" N 15° 09' 30.107" E 15 54° 34' 14.045" N 15° 10' 19.481" E 16 54° 34' 17.542" N 15° 11' 08.857" E 17 54° 34' 21.034" N 15° 11' 58.236" E 18 54° 34' 24.520" N 15° 12' 47.617" E 19 54° 34' 28.000" N 15° 13' 37.000" E 20 54° 34' 36.682" N 15° 14' 29.485" E 21 54° 34' 45.359" N 15° 15' 21.975" E 22 54° 34' 54.028" N 15° 16' 14.472" E 23 54° 35' 02.692" N 15° 17' 06.975" E 24 54° 35' 11.349" N 15° 17' 59.485" E 25 54° 35' 20.000" N 15° 18' 52.000" E 26 54° 35' 30.033" N 15° 19' 42.712" E 27 54° 35' 32.234" N 15° 19' 53.847" E Obszar 14.E.4 Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 1 54° 35' 07.235" N 15° 20' 05.145" E 2 54° 31' 10.361" N 15° 21' 52.200" E 3 54° 29' 54.000" N 15° 21' 52.200" E 4 54° 29' 54.000" N 15° 22' 26.711" E 5 54° 27' 11.571" N 15° 23' 40.127" E 6 54° 27' 01.215" N 15° 23' 09.376" E 7 54° 27' 01.169" N 15° 23' 09.239" E 8 54° 26' 05.560" N 15° 20' 24.114" E 9 54° 26' 05.527" N 15° 20' 24.018" E 10 54° 25' 46.972" N 15° 19' 28.921" E 11 54° 25' 25.933" N 15° 18' 26.447" E 12 54° 25' 25.849" N 15° 18' 26.198" E 13 54° 25' 24.830" N 15° 18' 23.171" E 14 54° 27' 41.834" N 15° 08' 58.762" E 15 54° 28' 02.163" N 15° 08' 51.882" E Obszar 43.E.1 Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 1 54° 54' 28.540" N 16° 16' 07.706" E 2 54° 52' 23.359" N 16° 06' 22.097" E Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 3 54° 52' 34.471" N 16° 06' 22.733" E 4 54° 55' 54.945" N 16° 06' 22.647" E 5 54° 59' 42.208" N 16° 13' 51.332" E 6 55° 01' 32.776" N 16° 18' 34.201" E 7 54° 59' 42.148" N 16° 18' 31.152" E 8 54° 57' 23.515" N 16° 18' 18.588" E 9 54° 55' 56.506" N 16° 17' 13.505" E Obszar 44.E.1 Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 1 55° 00' 56.586" N 16° 22' 46.572" E 2 54° 58' 15.490" N 16° 23' 34.444" E 3 55° 00' 06.409" N 16° 26' 30.291" E 4 55° 00' 07.354" N 16° 26' 31.872" E 5 55° 00' 08.277" N 16° 26' 33.467" E 6 55° 00' 09.178" N 16° 26' 35.074" E 7 55° 00' 10.057" N 16° 26' 36.693" E 8 55° 00' 10.914" N 16° 26' 38.324" E 9 55° 00' 11.748" N 16° 26' 39.967" E 10 55° 00' 12.560" N 16° 26' 41.621" E 11 55° 00' 13.348" N 16° 26' 43.286" E 12 55° 00' 14.114" N 16° 26' 44.962" E 13 55° 00' 14.857" N 16° 26' 46.648" E 14 55° 00' 15.577" N 16° 26' 48.344" E 15 55° 00' 16.273" N 16° 26' 50.050" E 16 55° 00' 16.945" N 16° 26' 51.765" E 17 55° 00' 17.595" N 16° 26' 53.490" E 18 55° 00' 18.220" N 16° 26' 55.223" E 19 55° 00' 18.821" N 16° 26' 56.964" E 20 55° 00' 19.399" N 16° 26' 58.714" E 21 55° 00' 19.952" N 16° 27' 00.471" E 22 55° 00' 20.482" N 16° 27' 02.236" E 23 55° 00' 20.987" N 16° 27' 04.008" E 24 55° 00' 21.467" N 16° 27' 05.787" E 25 55° 00' 21.923" N 16° 27' 07.572" E 26 55° 00' 22.355" N 16° 27' 09.363" E 27 55° 00' 22.762" N 16° 27' 11.160" E 28 55° 00' 52.336" N 16° 29' 18.245" E 29 55° 02' 16.692" N 16° 35' 21.888" E 30 55° 02' 52.083" N 16° 37' 54.964" E 31 55° 04' 14.031" N 16° 39' 30.435" E 32 55° 03' 36.790" N 16° 36' 36.791" E Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 33 55° 03' 39.243" N 16° 35' 07.137" E 34 55° 03' 26.098" N 16° 33' 14.247" E 35 55° 06' 29.997" N 16° 36' 19.997" E 36 55° 06' 30.008" N 16° 36' 19.987" E 37 55° 06' 21.340" N 16° 32' 43.426" E 38 55° 05' 56.191" N 16° 29' 51.726" E 39 55° 03' 42.664" N 16° 24' 07.644" E 40 55° 02' 54.527" N 16° 22' 03.925" E Obszar 45.E.1 Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 1 55° 02' 19.223" N 17° 11' 02.727" E 2 55° 03' 30.247" N 17° 07' 21.421" E 3 55° 04' 01.938" N 17° 06' 48.213" E 4 55° 01' 27.217" N 17° 05' 45.326" E 5 55° 00' 14.448" N 17° 05' 15.806" E Obszar 46.E.1 Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 1 55° 00' 17.984" N 17° 43' 05.643" E 2 55° 00' 36.000" N 17° 43' 05.640" E 3 55° 01' 42.750" N 17° 43' 06.000" E 4 55° 03' 24.394" N 17° 43' 05.640" E 5 55° 05' 06.379" N 17° 43' 05.639" E 6 55° 05' 00.851" N 17° 45' 02.381" E 7 55° 04' 56.239" N 17° 46' 39.823" E 8 55° 04' 56.203" N 17° 46' 40.577" E 9 55° 04' 42.490" N 17° 51' 30.273" E 10 55° 04' 28.352" N 17° 56' 28.930" E 11 55° 04' 18.343" N 18° 00' 00.359" E 12 55° 03' 38.548" N 18° 00' 00.360" E 13 55° 02' 06.000" N 18° 00' 00.360" E 14 55° 01' 54.527" N 17° 57' 00.960" E 15 55° 01' 54.034" N 17° 56' 59.692" E 16 55° 01' 53.920" N 17° 56' 55.710" E 17 55° 01' 53.695" N 17° 56' 49.220" E 18 55° 01' 53.470" N 17° 56' 42.730" E 19 55° 01' 53.283" N 17° 56' 38.156" E 20 55° 01' 53.205" N 17° 56' 36.245" E 21 55° 01' 52.940" N 17° 56' 29.760" E 22 55° 01' 52.640" N 17° 56' 23.280" E Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 23 55° 01' 52.340" N 17° 56' 16.800" E 24 55° 01' 51.995" N 17° 56' 10.325" E 25 55° 01' 51.650" N 17° 56' 03.850" E 26 55° 01' 51.270" N 17° 55' 57.385" E 27 55° 01' 50.890" N 17° 55' 50.920" E 28 55° 01' 50.475" N 17° 55' 44.460" E 29 55° 01' 50.060" N 17° 55' 38.000" E 30 55° 01' 49.600" N 17° 55' 31.545" E 31 55° 01' 49.140" N 17° 55' 25.090" E 32 55° 01' 49.020" N 17° 55' 23.531" E 33 55° 01' 48.645" N 17° 55' 18.650" E 34 55° 01' 48.150" N 17° 55' 12.210" E 35 55° 01' 47.615" N 17° 55' 05.775" E 36 55° 01' 47.482" N 17° 55' 04.173" E 37 55° 01' 47.080" N 17° 54' 59.340" E 38 55° 01' 46.971" N 17° 54' 58.112" E 39 55° 01' 46.510" N 17° 54' 52.915" E 40 55° 01' 45.940" N 17° 54' 46.490" E 41 55° 01' 44.953" N 17° 54' 35.801" E 42 55° 01' 43.965" N 17° 54' 25.113" E 43 55° 01' 42.978" N 17° 54' 14.424" E 44 55° 01' 41.990" N 17° 54' 03.736" E 45 55° 01' 41.002" N 17° 53' 53.048" E 46 55° 01' 40.013" N 17° 53' 42.360" E 47 55° 01' 39.025" N 17° 53' 31.672" E 48 55° 01' 38.036" N 17° 53' 20.985" E 49 55° 01' 37.046" N 17° 53' 10.297" E 50 55° 01' 36.057" N 17° 52' 59.610" E 51 55° 01' 35.067" N 17° 52' 48.923" E 52 55° 01' 34.077" N 17° 52' 38.235" E 53 55° 01' 33.087" N 17° 52' 27.549" E 54 55° 01' 32.096" N 17° 52' 16.862" E 55 55° 01' 31.106" N 17° 52' 06.175" E 56 55° 01' 30.115" N 17° 51' 55.489" E 57 55° 01' 29.123" N 17° 51' 44.802" E 58 55° 01' 28.132" N 17° 51' 34.116" E 59 55° 01' 27.140" N 17° 51' 23.430" E 60 55° 01' 26.548" N 17° 51' 17.158" E 61 55° 01' 26.460" N 17° 51' 16.230" E 62 55° 01' 25.825" N 17° 51' 09.825" E 63 55° 01' 25.190" N 17° 51' 03.420" E 64 55° 01' 24.515" N 17° 50' 57.025" E 65 55° 01' 23.840" N 17° 50' 50.630" E Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 66 55° 01' 23.130" N 17° 50' 44.250" E 67 55° 01' 22.972" N 17° 50' 42.833" E 68 55° 01' 22.420" N 17° 50' 37.870" E 69 55° 01' 21.821" N 17° 50' 32.824" E 70 55° 01' 21.665" N 17° 50' 31.505" E 71 55° 01' 20.910" N 17° 50' 25.140" E 72 55° 01' 20.125" N 17° 50' 18.785" E 73 55° 01' 19.340" N 17° 50' 12.430" E 74 55° 01' 18.510" N 17° 50' 06.095" E 75 55° 01' 17.680" N 17° 49' 59.760" E 76 55° 01' 16.815" N 17° 49' 53.435" E 77 55° 01' 15.950" N 17° 49' 47.110" E 78 55° 01' 15.045" N 17° 49' 40.805" E 79 55° 01' 14.140" N 17° 49' 34.500" E 80 55° 01' 13.200" N 17° 49' 28.210" E 81 55° 01' 12.260" N 17° 49' 21.920" E 82 55° 01' 11.949" N 17° 49' 19.920" E 83 55° 01' 11.285" N 17° 49' 15.650" E 84 55° 01' 10.545" N 17° 49' 10.889" E 85 55° 01' 10.310" N 17° 49' 09.380" E 86 55° 00' 18.149" N 17° 43' 07.006" E 87 55° 00' 18.087" N 17° 43' 06.493" E 88 55° 00' 18.027" N 17° 43' 06.000" E Obszar 53.E.1 Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 1 55° 27' 57.173" N 16° 53' 05.770" E 2 55° 27' 46.747" N 16° 53' 38.202" E 3 55° 27' 36.510" N 16° 54' 10.048" E 4 55° 27' 31.456" N 16° 54' 25.769" E 5 55° 27' 20.061" N 16° 55' 01.342" E 6 55° 27' 19.458" N 16° 55' 03.094" E 7 55° 27' 18.468" N 16° 55' 06.172" E 8 55° 27' 14.719" N 16° 55' 18.020" E 9 55° 27' 01.307" N 16° 56' 00.401" E 10 55° 25' 54.524" N 16° 59' 31.433" E 11 55° 21' 14.922" N 16° 49' 44.898" E 12 55° 22' 32.021" N 16° 35' 01.372" E 13 55° 22' 32.111" N 16° 35' 00.345" E 14 55° 22' 32.232" N 16° 34' 58.962" E 15 55° 22' 32.863" N 16° 35' 01.058" E 16 55° 22' 35.881" N 16° 35' 11.091" E Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 17 55° 22' 38.899" N 16° 35' 21.123" E 18 55° 22' 41.918" N 16° 35' 31.156" E 19 55° 22' 44.935" N 16° 35' 41.190" E 20 55° 22' 47.953" N 16° 35' 51.224" E 21 55° 22' 50.970" N 16° 36' 01.258" E 22 55° 22' 53.988" N 16° 36' 11.293" E 23 55° 22' 57.004" N 16° 36' 21.328" E 24 55° 23' 00.021" N 16° 36' 31.364" E 25 55° 23' 03.038" N 16° 36' 41.400" E 26 55° 23' 06.054" N 16° 36' 51.437" E 27 55° 23' 09.070" N 16° 37' 01.474" E 28 55° 23' 12.086" N 16° 37' 11.511" E 29 55° 23' 15.101" N 16° 37' 21.549" E 30 55° 23' 18.116" N 16° 37' 31.587" E 31 55° 23' 21.132" N 16° 37' 41.626" E 32 55° 23' 24.146" N 16° 37' 51.665" E 33 55° 23' 27.161" N 16° 38' 01.704" E 34 55° 23' 30.175" N 16° 38' 11.744" E 35 55° 23' 33.190" N 16° 38' 21.784" E 36 55° 23' 36.204" N 16° 38' 31.825" E 37 55° 23' 39.217" N 16° 38' 41.866" E 38 55° 23' 42.231" N 16° 38' 51.908" E 39 55° 23' 45.244" N 16° 39' 01.950" E 40 55° 23' 48.257" N 16° 39' 11.992" E 41 55° 23' 51.270" N 16° 39' 22.035" E 42 55° 23' 54.282" N 16° 39' 32.079" E 43 55° 23' 57.295" N 16° 39' 42.122" E 44 55° 24' 00.307" N 16° 39' 52.167" E 45 55° 24' 03.319" N 16° 40' 02.211" E 46 55° 24' 06.330" N 16° 40' 12.256" E 47 55° 24' 09.342" N 16° 40' 22.302" E 48 55° 24' 12.353" N 16° 40' 32.348" E 49 55° 24' 15.364" N 16° 40' 42.394" E 50 55° 24' 18.375" N 16° 40' 52.441" E 51 55° 24' 21.385" N 16° 41' 02.488" E 52 55° 24' 24.396" N 16° 41' 12.535" E 53 55° 24' 27.406" N 16° 41' 22.583" E 54 55° 24' 30.415" N 16° 41' 32.632" E 55 55° 24' 33.425" N 16° 41' 42.680" E 56 55° 24' 36.434" N 16° 41' 52.730" E 57 55° 24' 39.443" N 16° 42' 02.779" E 58 55° 24' 42.452" N 16° 42' 12.830" E 59 55° 24' 45.461" N 16° 42' 22.880" E Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 60 55° 24' 48.469" N 16° 42' 32.931" E 61 55° 24' 51.478" N 16° 42' 42.982" E 62 55° 24' 54.486" N 16° 42' 53.034" E 63 55° 24' 57.493" N 16° 43' 03.086" E 64 55° 25' 00.501" N 16° 43' 13.139" E 65 55° 25' 03.508" N 16° 43' 23.192" E 66 55° 25' 06.515" N 16° 43' 33.246" E 67 55° 25' 09.522" N 16° 43' 43.300" E 68 55° 25' 12.529" N 16° 43' 53.354" E 69 55° 25' 15.535" N 16° 44' 03.409" E 70 55° 25' 18.541" N 16° 44' 13.464" E 71 55° 25' 21.547" N 16° 44' 23.520" E 72 55° 25' 24.553" N 16° 44' 33.576" E 73 55° 25' 27.558" N 16° 44' 43.632" E 74 55° 25' 30.564" N 16° 44' 53.689" E 75 55° 25' 33.568" N 16° 45' 03.746" E 76 55° 25' 36.573" N 16° 45' 13.804" E 77 55° 25' 39.578" N 16° 45' 23.862" E 78 55° 25' 42.582" N 16° 45' 33.921" E 79 55° 25' 45.586" N 16° 45' 43.980" E 80 55° 25' 48.590" N 16° 45' 54.039" E 81 55° 25' 51.594" N 16° 46' 04.099" E 82 55° 25' 54.597" N 16° 46' 14.160" E 83 55° 25' 57.600" N 16° 46' 24.220" E 84 55° 26' 00.603" N 16° 46' 34.282" E 85 55° 26' 03.606" N 16° 46' 44.343" E 86 55° 26' 06.608" N 16° 46' 54.405" E 87 55° 26' 09.610" N 16° 47' 04.468" E 88 55° 26' 12.612" N 16° 47' 14.530" E 89 55° 26' 15.614" N 16° 47' 24.594" E 90 55° 26' 18.616" N 16° 47' 34.657" E 91 55° 26' 21.617" N 16° 47' 44.722" E 92 55° 26' 24.618" N 16° 47' 54.786" E 93 55° 26' 27.619" N 16° 48' 04.851" E 94 55° 26' 30.620" N 16° 48' 14.916" E 95 55° 26' 33.620" N 16° 48' 24.982" E 96 55° 26' 36.620" N 16° 48' 35.049" E 97 55° 26' 39.620" N 16° 48' 45.115" E 98 55° 26' 42.620" N 16° 48' 55.182" E 99 55° 26' 45.619" N 16° 49' 05.250" E 100 55° 26' 48.619" N 16° 49' 15.318" E 101 55° 26' 51.618" N 16° 49' 25.386" E 102 55° 26' 54.616" N 16° 49' 35.455" E Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 103 55° 26' 57.615" N 16° 49' 45.524" E 104 55° 27' 00.613" N 16° 49' 55.594" E 105 55° 27' 03.611" N 16° 50' 05.664" E 106 55° 27' 06.609" N 16° 50' 15.734" E 107 55° 27' 09.607" N 16° 50' 25.805" E 108 55° 27' 12.604" N 16° 50' 35.877" E 109 55° 27' 15.601" N 16° 50' 45.948" E 110 55° 27' 18.598" N 16° 50' 56.021" E 111 55° 27' 21.595" N 16° 51' 06.093" E 112 55° 27' 24.591" N 16° 51' 16.166" E 113 55° 27' 27.588" N 16° 51' 26.240" E 114 55° 27' 30.584" N 16° 51' 36.314" E 115 55° 27' 33.579" N 16° 51' 46.388" E 116 55° 27' 36.575" N 16° 51' 56.463" E 117 55° 27' 39.570" N 16° 52' 06.538" E 118 55° 27' 42.565" N 16° 52' 16.614" E 119 55° 27' 45.560" N 16° 52' 26.690" E 120 55° 27' 48.555" N 16° 52' 36.766" E 121 55° 27' 51.549" N 16° 52' 46.843" E 122 55° 27' 54.543" N 16° 52' 56.920" E Obszar 60.E.1 Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 1 55° 35' 12.9062" N 17° 22' 48.0842" E 2 55° 33' 28.6638" N 17° 18' 13.6818" E 3 55° 33' 13.8068" N 17° 18' 45.1652" E 4 55° 31' 52.4230" N 17° 25' 18.6708" E 5 55° 28' 28.3090" N 17° 24' 30.7190" E 6 55° 28' 58.3008" N 17° 23' 21.1507" E 7 55° 28' 43.9310" N 17° 11' 27.7087" E 8 55° 29' 53.4755" N 17° 08' 45.0747" E 9 55° 31' 45.3848" N 17° 08' 05.9219" E Obszar 60.E.2 Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 1 55° 28' 38.33080" N 17° 25' 20.08488" E 2 55° 31' 56.59619" N 17° 26' 19.68839" E 3 55° 31' 59.60856" N 17° 26' 56.82732" E 4 55° 33' 33.12428" N 17° 31' 08.73728" E 5 55° 34' 32.22890" N 17° 33' 59.58036" E 6 55° 35' 51.88956" N 17° 31' 50.33068" E Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 7 55° 36' 55.18922" N 17° 28' 03.49100" E 8 55° 37' 38.66369" N 17° 30' 21.57376" E 9 55° 38' 24.24152" N 17° 32' 46.33699" E 10 55° 39' 08.16750" N 17° 35' 05.85362" E 11 55° 39' 53.38372" N 17° 37' 29.46832" E 12 55° 40' 42.87968" N 17° 40' 06.67621" E 13 55° 40' 06.24464" N 17° 39' 43.13333" E 14 55° 38' 22.09801" N 17° 37' 38.79052" E 15 55° 36' 30.39523" N 17° 35' 14.92436" E 16 55° 35' 29.76054" N 17° 34' 16.61207" E 17 55° 34' 32.22890" N 17° 33' 59.58036" E 18 55° 33' 21.99294" N 17° 34' 29.36269" E 19 55° 32' 00.01432" N 17° 34' 57.33167" E 20 55° 31' 18.83150" N 17° 35' 01.23371" E 21 55° 30' 43.74094" N 17° 34' 54.41444" E 22 55° 29' 53.12256" N 17° 32' 14.17484" E 23 55° 29' 43.02982" N 17° 30' 45.13662" E 24 55° 29' 10.58374" N 17° 29' 45.67988" E 25 55° 28' 41.59430" N 17° 26' 30.76879" E Obszar 60.E.3 Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 1 55° 42' 03.578" N 17° 44' 14.504" E 2 55° 41' 42.750" N 17° 44' 15.274" E 3 55° 35' 07.271" N 17° 44' 15.288" E 4 55° 35' 02.979" N 17° 44' 01.016" E 5 55° 30' 41.569" N 17° 38' 35.575" E 6 55° 30' 12.088" N 17° 35' 07.822" E 7 55° 30' 43.741" N 17° 34' 54.415" E 8 55° 30' 50.044" N 17° 34' 55.640" E 9 55° 30' 51.960" N 17° 34' 56.012" E 10 55° 31' 03.386" N 17° 34' 58.233" E 11 55° 31' 18.831" N 17° 35' 01.235" E 12 55° 32' 00.143" N 17° 34' 57.333" E 13 55° 32' 06.143" N 17° 34' 55.243" E 14 55° 32' 55.258" N 17° 34' 38.489" E 15 55° 33' 21.993" N 17° 34' 29.364" E 16 55° 34' 32.451" N 17° 34' 29.913" E 17 55° 35' 45.433" N 17° 34' 31.685" E 18 55° 36' 30.395" N 17° 35' 14.925" E 19 55° 38' 22.098" N 17° 37' 38.792" E 20 55° 40' 06.245" N 17° 39' 43.134" E Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 21 55° 40' 42.880" N 17° 40' 06.677" E 22 55° 40' 46.332" N 17° 40' 09.008" E 23 55° 40' 49.222" N 17° 40' 18.179" E 24 55° 40' 52.370" N 17° 40' 28.173" E 25 55° 40' 52.946" N 17° 40' 30.000" E 26 55° 40' 55.518" N 17° 40' 38.168" E 27 55° 40' 58.667" N 17° 40' 48.162" E 28 55° 41' 01.815" N 17° 40' 58.158" E 29 55° 41' 04.962" N 17° 41' 08.153" E 30 55° 41' 08.110" N 17° 41' 18.150" E 31 55° 41' 11.257" N 17° 41' 28.146" E 32 55° 41' 14.404" N 17° 41' 38.143" E 33 55° 41' 17.551" N 17° 41' 48.141" E 34 55° 41' 20.697" N 17° 41' 58.139" E 35 55° 41' 23.844" N 17° 42' 08.137" E 36 55° 41' 26.990" N 17° 42' 18.136" E 37 55° 41' 30.136" N 17° 42' 28.136" E 38 55° 41' 33.281" N 17° 42' 38.135" E 39 55° 41' 36.427" N 17° 42' 48.136" E 40 55° 41' 39.572" N 17° 42' 58.136" E 41 55° 41' 42.717" N 17° 43' 08.137" E 42 55° 41' 45.862" N 17° 43' 18.139" E 43 55° 41' 49.006" N 17° 43' 28.141" E 44 55° 41' 52.151" N 17° 43' 38.143" E 45 55° 41' 54.127" N 17° 43' 44.430" E 46 55° 41' 55.295" N 17° 43' 48.146" E 47 55° 41' 58.438" N 17° 43' 58.150" E 48 55° 42' 01.582" N 17° 44' 08.153" E Obszar 60.E.4 Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 1 55° 36' 48.796" N 17° 49' 52.970" E 2 55° 35' 07.271" N 17° 44' 15.288" E 3 55° 41' 42.750" N 17° 44' 15.274" E 4 55° 42' 03.578" N 17° 44' 14.504" E 5 55° 42' 04.725" N 17° 44' 18.158" E 6 55° 42' 07.869" N 17° 44' 28.162" E 7 55° 42' 11.012" N 17° 44' 38.167" E 8 55° 42' 14.154" N 17° 44' 48.173" E 9 55° 42' 17.297" N 17° 44' 58.179" E 10 55° 42' 20.439" N 17° 45' 08.185" E 11 55° 42' 23.581" N 17° 45' 18.192" E Nr Układ współrzędnych geocentrycznych geodezyjnych GRS80h punktu φ – szerokość geodezyjna λ – długość geodezyjna 12 55° 42' 26.723" N 17° 45' 28.200" E 13 55° 42' 29.864" N 17° 45' 38.208" E 14 55° 42' 33.006" N 17° 45' 48.216" E 15 55° 42' 36.147" N 17° 45' 58.225" E 16 55° 42' 39.288" N 17° 46' 08.234" E 17 55° 42' 42.429" N 17° 46' 18.243" E 18 55° 42' 45.569" N 17° 46' 28.253" E 19 55° 42' 48.709" N 17° 46' 38.264" E 20 55° 42' 51.849" N 17° 46' 48.275" E 21 55° 42' 54.989" N 17° 46' 58.286" E 22 55° 42' 58.128" N 17° 47' 08.298" E 23 55° 43' 01.268" N 17° 47' 18.310" E 24 55° 43' 04.407" N 17° 47' 28.323" E 25 55° 43' 07.546" N 17° 47' 38.336" E 26 55° 43' 10.684" N 17° 47' 48.350" E 27 55° 43' 13.823" N 17° 47' 58.364" E 28 55° 43' 16.961" N 17° 48' 08.378" E 29 55° 43' 20.099" N 17° 48' 18.393" E 30 55° 43' 23.237" N 17° 48' 28.409" E 31 55° 43' 26.374" N 17° 48' 38.425" E 32 55° 43' 29.511" N 17° 48' 48.441" E 33 55° 43' 32.648" N 17° 48' 58.458" E 34 55° 43' 35.785" N 17° 49' 08.475" E 35 55° 43' 38.922" N 17° 49' 18.492" E 36 55° 43' 42.058" N 17° 49' 28.510" E 37 55° 43' 45.194" N 17° 49' 38.529" E 38 55° 43' 48.330" N 17° 49' 48.548" E 39 55° 43' 51.466" N 17° 49' 58.567" E 40 55° 43' 52.468" N 17° 50' 01.769" E