1990L0377 — PL — 01.01.2007 — 005.001

Dokument ten służy wyłącznie do celów dokumentacyjnych i instytucje nie ponoszą żadnej odpowiedzialności za jego zawartość

►B DYREKTYWA RADY z dnia 29 czerwca 1990 r. dotycząca wspólnotowej procedury w celu poprawy przejrzystości cen gazu i energii elektrycznej dla końcowych odbiorców przemysłowych (90/377/EWG) (Dz.U. L 185, 17.7.1990, p.16)

zmienione przez:





zmienione przez:









▼B

DYREKTYWA RADY

z dnia 29 czerwca 1990 r.

dotycząca wspólnotowej procedury w celu poprawy przejrzystości cen gazu i energii elektrycznej dla końcowych odbiorców przemysłowych

(90/377/EWG)







RADA WSPÓLNOT EUROPEJSKICH, uwzględniając Traktat ustanawiający Europejską Wspólnotę Gospodarczą, w szczególności jego art. 213, uwzględniając wniosek Komisji ( 1 ), uwzględniając opinię Parlamentu Europejskiego ( 2 ), uwzględniając opinię Komitetu Ekonomiczno-Społecznego ( 3 ), a także mając na uwadze, co następuje: a także mając na uwadze, co następuje: istnienie przejrzystości ceny energii w stopniu wzmacniającym warunki zapewniające niezakłóconą konkurencję w ramach wspólnego rynku jest niezbędne dla urzeczywistnienia oraz sprawnego funkcjonowania wewnętrznego rynku energii; przejrzystość może przyczynić się do zlikwidowania dyskryminacji odbiorców poprzez zwiększenie ich wolności wyboru między różnymi źródłami energii oraz różnymi dostawcami; obecnie stopień przejrzystości waha się w zależności od źródła energii, państwa lub regionu Wspólnoty, tym samym poddając w wątpliwość osiągnięcie wewnętrznego rynku energii; jednakże ceny płacone przez przemysł we Wspólnocie za zużywaną energię stanowią jeden z czynników wpływających na ich konkurencyjność i dlatego powinny mieć charakter poufny; system obejmujący standardowych odbiorców stosowany przez Urząd Statystyczny Wspólnot Europejskich (SOEC) w jego publikacjach dotyczących cen oraz system cen rynkowych, który zostanie wprowadzony dla głównych przemysłowych odbiorców energii elektrycznej, zapewnią, że przejrzystość cen nie będzie przeszkodą dla zachowania poufności; konieczne jest zwiększenie liczby kategorii odbiorców, stosowanych przez Urząd Statystyczny Wspólnot Europejskich do poziomów, na których odbiorcy pozostają reprezentatywni; w ten sposób przejrzystość cen dla odbiorców końcowych będzie osiągnięta bez naruszania niezbędnej zasady poufności umów; w celu zachowania poufności warunkiem opublikowania ceny jest istnienie co najmniej trzech odbiorców w danej kategorii; informacje dotyczące gazu i energii elektrycznej zużywanej przez przemysł dla końcowych odbiorców energii umożliwią również dokonywanie porównań z innymi źródłami energii (ropa naftowa, węgiel, paliwa kopalne, odnawialne źródła energii) oraz innymi odbiorcami; zarówno przedsiębiorstwa dostarczające gaz i energię elektryczną, jak też odbiorcy gazu i energii elektrycznej podlegają, niezależnie od stosowania niniejszej dyrektywy, zasadom konkurencji określonym w Traktacie oraz w rezultacie Komisja może wymagać przekazywania informacji o cenach i warunkach sprzedaży; znajomość obowiązujących systemów cenowych tworzy część przejrzystości cen; informacje dotyczące podziału odbiorców na kategorie oraz wielkości odpowiadających im udziałów rynkowych stanowią również część przejrzystości cen; przekazywanie informacji Urzędowi Statystycznemu Wspólnot Europejskich na temat cen i warunków sprzedaży odbiorcom i stosowanych systemów cenowych, jak również na temat podziału odbiorców na kategorie według wielkości zużycia, powinno zapewnić Komisji wystarczające podstawy do podjęcia decyzji, jeśli to konieczne, w odniesieniu do odpowiednich działań lub propozycji w świetle sytuacji na wewnętrznym rynku energii; dane dostarczone Urzędowi Statystycznemu Wspólnot Europejskich będą bardziej wiarygodne, gdy przedsiębiorstwa same je opracują; znajomość systemu podatkowego i opłat parafiskalnych istniejących w każdym Państwie Członkowskim jest istotna do zapewnienia przejrzystości cen; musi istnieć możliwość weryfikowania wiarygodności danych dostarczonych Urzędowi Statystycznemu Wspólnot Europejskich; osiągnięcie przejrzystości zakłada publikację i rozpowszechnianie cen oraz systemów cenowych najszerzej jak to możliwe wśród odbiorców; w celu realizacji przejrzystości cen energii system powinien być oparty o wypróbowaną specjalistyczną wiedzę oraz metody opracowane i stosowane przez Urząd Statystyczny Wspólnot Europejskich, dotyczące przetwarzania, weryfikacji oraz publikowania danych; w perspektywie urzeczywistnienia wewnętrznego rynku energii system przejrzystości cen powinien zacząć sprawne działanie w najszybszym możliwym terminie; jednolite wykonanie niniejszej dyrektywy może nastąpić we wszystkich Państwach Członkowskich, jedynie jeśli rynek gazu ziemnego, szczególnie w odniesieniu do infrastruktury, osiągnie dostateczny poziom rozwoju, PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DYREKTYWĘ:







Artykuł 1

Państwa Członkowskie podejmują kroki niezbędne do zapewnienia, że przedsiębiorstwa dostarczające gaz lub energię elektryczną do końcowych odbiorców przemysłowych, które są określone w załączniku I i II, przekazują Urzędowi Statystycznemu Wspólnot Europejskich w formie przewidzianej w art. 3 informacje:

1. o cenach i warunkach sprzedaży gazu i energii elektrycznej końcowym odbiorcom przemysłowym,

2. o stosowanym systemie cenowym,

3. o podziale odbiorców oraz odpowiadających wielkościach poszczególnych kategorii zużycia, w celu zapewnienia reprezentatywności tych kategorii na poziomie krajowym.

Artykuł 2

1. Przedsiębiorstwa określone w art. 1 zgromadzą dane przewidziane w art. 1 ust. 1 i 2 do 1 stycznia i 1 lipca każdego roku. Dane te, sporządzone zgodnie z przepisami określonymi w art. 3, zostaną przekazane do Urzędu Statystycznego Wspólnot Europejskich oraz do właściwych władz Państw Członkowskich w terminie dwóch miesięcy.

2. Na podstawie danych określonych w ust. 1 Urząd Statystyczny Wspólnot Europejskich każdego roku, w maju oraz w listopadzie publikuje we właściwej formie ceny gazu i energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych w Państwach Członkowskich oraz systemy cenowe służące do tego celu.

3. Informacje przewidziane w art. 1 ust. 3 są przekazywane co dwa lata do Urzędu Statystycznego Wspólnot Europejskich oraz do właściwych władz Państw Członkowskich. Pierwsze przekazanie informacji dotyczy stanu na dzień 1 stycznia 1991 r. Informacje, o których mowa, nie zostaną opublikowane.

Artykuł 3

Przepisy wykonawcze dotyczące formy, treści i wszystkich pozostałych cech informacji przewidzianej w art. 1 zostały określone w załączniku I i II.

Artykuł 4

Urząd Statystyczny Wspólnot Europejskich nie ujawni danych dostarczonych mu na podstawie art. 1, które mogłyby, ze względu na swój charakter, stanowić tajemnicę handlową. Do takich poufnych danych statystycznych przekazywanych Urzędowi Statystycznemu Wspólnot Europejskich, będą mieli dostęp jedynie urzędnicy Urzędu Statystycznego Wspólnot Europejskich. Dane takie mogą być wykorzystywane jedynie do celów statystycznych.

Niniejszy przepis nie stoi jednakże na przeszkodzie opublikowaniu danych w formie zagregowanej, nieumożliwiającej identyfikacji poszczególnych transakcji handlowych.

Artykuł 5

Jeśli Urząd Statystyczny Wspólnot Europejskich stwierdzi istotne ze statystycznego punktu widzenia nieprawidłowości lub brak spójności danych przekazywanych na mocy niniejszej dyrektywy, może zwrócić się do władz krajowych o pozwolenie na kontrole właściwych deagregowanych danych, jak również metod obliczania lub oceny stanowiących podstawę dla zagregowanych danych, w celu oceny, a nawet zmiany wszelkich informacji uznanych za nieprawidłowe.

Artykuł 6

Gdzie to właściwe, Komisja dokona koniecznych zmian w załącznikach do niniejszej dyrektywy, w świetle szczególnych problemów, które zostały ustalone. Zmiany takie mogą jednakże obejmować jedynie techniczne elementy załączników i nie mogą powodować zmian ogólnej struktury systemu.

▼M2

Artykuł 7

1. W celu przyjęcia zmian określonych w art. 6 Komisję wspomaga Komitet.

2. W przypadku odniesienia się do niniejszego artykułu – art. 3 i 7 decyzji 1999/468/WE ( 4 ) stosuje się z uwagi na przepisy zawarte w jej art. 8.

3. Komitet uchwala swój regulamin wewnętrzny.

▼B

Artykuł 8

Raz do roku Komisja przedstawi Parlamentowi, Radzie oraz Komitetowi Ekonomiczno-Społecznemu sprawozdanie podsumowujące wykonanie przepisów niniejszej dyrektywy.

Artykuł 9

Państwa Członkowskie wprowadzą w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne, niezbędne do wykonania niniejszej dyrektywy nie później niż do dnia 1 lipca 1991 r. i niezwłocznie powiadomią o tym Komisję.

W przypadku gazu ziemnego niniejsza dyrektywa nie będzie wykonana w Państwach Członkowskich w terminie do pięciu lat od dnia wprowadzenia tego źródła energii na dany rynek. Zainteresowane Państwo Członkowskie wyraźnie i niezwłocznie poinformuje Komisję o dacie wprowadzenia tego źródła energii na rynek krajowy.

Artykuł 10

Niniejsza dyrektywa skierowana jest do Państw Członkowskich.









ZAŁĄCZNIK I

PRZEPISY SZCZEGÓLNE DOTYCZĄCE GAZU

1. Przepisy dotyczą dwóch rodzajów gazu: a) gazu ziemnego; b) gazu przemysłowo wytworzonego ( 5 ).

2. Jeżeli na tym samym obszarze miejskim lub w tym samym regionie rozprowadzane są obydwa rodzaje gazu, należy przedstawić dane o każdym z nich, z wyjątkiem przypadku, gdy zużycie na tym terenie nie przekracza 10 % całkowitego zużycia gazu ziemnego oraz gazu wytworzonego przemysłowo w miejscach i regionach wymienionych w pkt 11 poniżej.

3. Uwzględniona zostanie jedynie dystrybucja gazociągami.

4. Podawane ceny będą cenami płaconymi przez odbiorcę końcowego.

5. Niniejsza dyrektywa dotyczy jedynie gazu wykorzystywanego do celów przemysłowych.

6. Przepisy niniejszej dyrektywy nie znajdują zastosowania do odbiorców wykorzystujących gaz do: a) wytwarzania elektryczności w elektrowniach publicznych; b) celów nieenergetycznych (np. w przemyśle chemicznym); c) wykazujących zużycie powyżej 4 186 000 GJ na rok (= 1 163 GWh na rok).

7. Odnotowane ceny oparte są na systemie standardowych odbiorców, określonym głównie przez poziom i modulację (lub współczynnik obciążenia) ( 6 ) zużycia gazu.

8. Inne cechy, które mogłyby być wzięte pod uwagę przy ustalaniu cen (np. ciągłość dostaw), będą w każdym przypadku określane osobno, przy czym wybierane będą rozwiązania najczęściej stosowane.

9. Ceny muszą uwzględniać opłatę za dzierżawę licznika, opłatę stałą i stawkę eksploatacyjną. Ceny nie obejmują opłaty instalacyjnej uiszczonej przez odbiorcę.

10. Ustalono następujące kategorie standardowych odbiorców przemysłowych oznaczone od I1 do I5:



Roczne zużycie Modulacja I1418,60 GJ lub 116 300 KWh Nie ustanowiono współczynnika obciążenia (1) I24 186 GJ lub 1 163 000 KWh 200 dni I3-141 860 GJ lub 11,63 GWh 200 dni 1 600 godzin I3-241 860 GJ lub 11,63 GWh 250 dni 4 000 godzin I4-1418 600 GJ lub 116,3 GWh 250 dni 4 000 godzin I4-2418 600 GJ lub 116,3 GWh 330 dni 8 000 godzin I5-44 186 000 GJ lub 1 163 GWh 330 dni 8 000 godzin (1) jeśli konieczne 115–220 dni

11. Ceny należy odnotować w następujących miejscach lub regionach:



— Belgia: Bruksela, — Dania: Kopenhaga, — Republika Federalna Niemiec: Hamburg, Hanower, Weser—Ems, Dortmund, Düsseldorf, Frankfurt nad Menem, Stuttgart, Monachium, ►M1 Drezno i Berlin, ◄ — Hiszpania: Madryt, Barcelona, Walencja, północ i wschód, — Francja: Lille, Paryż, Strasburg, Marsylia, Lyon, Tuluza, — Irlandia: Dublin, — Włochy: Mediolan, Turyn, Genua, Rzym, Neapol, — Luksemburg: Luksemburg, — Niderlandy: Rotterdam, ▼A1 — Austria: Wiedeń, ▼B — Portugalia: Lizbona, ▼A1 — Finlandia: cały kraj, — Szwecja: cały kraj, ▼B — Zjednoczone Królestwo: Londyn, Leeds, Birmingham, ▼A2 — Republika Czeska: Praga, — Estonia: Tallin, — Cypr: Nikozja, — Łotwa: Ryga, — Litwa: Wilno, — Węgry: Budapeszt, — Malta: Valletta, — Polska: Warszawa, — Słowenia: Lublana, — Słowacja: Bratysława, ▼M3 — Bułgaria: Sofia, — Rumunia: Bukareszt. ▼B

12. Notowane ceny będą opierały się na taryfach, umowach, warunkach i przepisach obowiązujących na początku każdego sześciomiesięcznego okresu (styczeń i lipiec), w tym ewentualnych rabatach.

13. Jeśli istnieje kilka różnych możliwych taryf, należy uwzględnić tę, która jest najkorzystniejsza dla odbiorcy, z pominięciem taryf nieużywanych w praktyce lub tych, które dotyczą nieznacznej liczby odbiorców.

14. Jeżeli istnieją jedynie quasi-taryfy, umowy specjalne lub ceny swobodnie wynegocjowane, należy wziąć pod uwagę ceny stosowane najczęściej (najbardziej reprezentatywne w danych warunkach dostaw);

15. Ceny muszą być wyrażone w walucie krajowej za fizyczną jednostkę gazu ( 7 ). Stosowaną jednostkę energii oblicza się na podstawie wartości kalorycznej brutto, tak jak jest to przyjęte w praktyce w przemyśle gazowniczym;

16. Należy uwzględnić dwa poziomy cen ( 8 ): — bez podatków, — łącznie ze wszystkimi podatkami (oprócz podlegającego zwrotowi podatku VAT).

17. Należy również odnotować wysokość stawek podatkowych oraz sposób naliczania podatków krajowych, regionalnych czy lokalnych, którymi obciążona jest sprzedaż gazu.

18. Należy załączyć wyjaśnienie o niezbędnym stopniu szczegółowości odzwierciedlające dokładnie system cenowy. Szczególną uwagę należy zwrócić na ewentualne zmiany wprowadzone od czasu ostatniego badania.

19. W Państwach Członkowskich, w których jedno przedsiębiorstwo gazownicze pokrywa całą przemysłową sprzedaż dla tego kraju, przedsiębiorstwo takie przekazuje odpowiednie informacje. W pozostałych Państwach Członkowskich, gdzie więcej niż jedno przedsiębiorstwo gazownicze obsługuje jeden lub więcej regionów, informacje przekaże niezależny organ statystyczny.

20. W celu zachowania poufności, dane odnoszące się do cen będą przekazywane tylko w Państwie Członkowskim lub regionie, gdzie jest przynajmniej trzech odbiorców w każdej z kategorii, określonej w pkt 10.









ZAŁĄCZNIK II

PRZEPISY SZCZEGÓLNE DOTYCZĄCE ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Dane o energii elektrycznej przekazywane na mocy niniejszej dyrektywy muszą zawierać następujące informacje:

I. Badanie „typowego odbiorcy porównawczego” (dotyczy odbiorców o maksymalnym zapotrzebowaniu netto do 10 MW).

1. Metoda analizy cen energii elektrycznej dla „typowego odbiorcy porównawczego” stosowana aktualnie przez Komisję zostanie poszerzona o dwie kategorie porównawczych odbiorców przemysłowych o maksymalnym zapotrzebowaniu netto na energię elektryczną równym 10 MW i zostanie włączona do niniejszej dyrektywy.

2. Ceny energii elektrycznej w Państwach Członkowskich, gdzie stosowana jest jedna taryfa krajowa, będą badane wyłącznie w jednym miejscu. Natomiast w Państwach Członkowskich, gdzie taryfy różnią się w zależności od regionu, ceny będą badane w następujących miejscach, uznanych za reprezentatywne:



— Belgia: cały kraj, — Republika Federalna Niemiec: Hamburg, Hanower, Düsseldorf, Frankfurt nad Menem, Stuttgart, Monachium, Strefa Zachodnia, Strefa Południowa, ►M1 Erfurt, Lipsk i Rostock, ◄ — Dania cały kraj, — Hiszpania: Madryt, — Francja: Lille, Paryż, Marsylia, Lyon, Tuluza, Strasburg, — Grecja Ateny, — Irlandia: Dublin, — Włochy: Północne i środkowe Włochy, południowe Włochy i wyspy, — Luksemburg: cały kraj, — Niderlandy: Rotterdam (GEB), północne Niderlandy (PEN), Brabancja Północna (PNEM), ▼A1 — Austria: Górna Austria, Tyrol, Wiedeń, ▼B — Portugalia: Lizbona, Ponta Delgada (autonomiczny region Azorów), ▼A1 — Finlandia: cały kraj, — Szwecja: il-pajjiż kollu kemm hu, ▼B — Zjednoczone Królestwo: Londyn, Glasgow, Leeds, Birmingham, ▼A2 — Republika Czeska: kraj jako całość, — Estonia: kraj jako całość, — Cypr: Nikozja, — Łotwa: kraj jako całość, — Litwa: część wschodnia, część zachodnia, — Węgry: kraj jako całość, — Malta: kraj jako całość, — Polska: kraj jako całość, — Słowenia: kraj jako całość, — Słowacja: kraj jako całość, ▼M3 — Bułgaria: cały kraj, — Rumunia: cały kra. ▼B

3. Ceny energii elektrycznej będą analizowane w odniesieniu do 9 następujących kategorii typowych porównawczych odbiorców przemysłowych:



Kategoria odbiorcy Roczne zużycie (kWh) Maksymalne zapotrzebowanie (kW) Roczne zużycie w godzinach Ia 30 000 30 1 000 Ib 50 000 50 1 000 Ic 160 000 100 1 600 Id 1 250 000 500 2 500 Ie 2 000 000 500 4 000 If 10 000 000 2 500 4 000 Ig 24 000 000 4 000 6 000 Ih 50 000 000 10 000 5 000 Ii 70 000 000 10 000 7 000 Maksymalne zapotrzebowanie netto to maksymalny pobór w każdym kwadransie godziny, zanotowany w ciągu 1 roku, wyrażony w kW. Cena dostawy jest obliczona dla cos φ = 0,90. W przypadku taryf opartych na półgodzinnym zapotrzebowaniu maksymalne zapotrzebowanie odbiorcy jest mnożone przez współczynnik 0,98. W przypadku taryf opartych na zapotrzebowaniu wyrażonym w jednostkach kVA dostosowuje się je, dzieląc maksymalne zapotrzebowanie netto odbiorcy przez współczynnik cos φ = 0,90.

4. W przypadku taryf opartych na odczycie dotyczącym maksymalnego zapotrzebowania dokonywanym częściej niż raz w roku opłata eksploatacyjna będzie mnożona przez następujące współczynniki:



TABELA WSPÓŁCZYNNIKÓW KORYGUJĄCYCH Wykorzystanie (godziny) Maksymalne zapotrzebowanie miesięczne Maksymalne zapotrzebowanie dwumiesięczne Maksymalne zapotrzebowanie kwartalne Średnia trzech najwyższych miesięcznych zapotrzebowań Średnia dwóch najwyższych miesięcznych zapotrzebowań Maksymalne zapotrzebowanie roczne 1 000 0,81 0,83 0,86 0,94 0,96 1,0 1 600 0,83 0,85 0,88 0,95 0,97 1,0 2 500 0,85 0,87 0,90 0,96 0,98 1,0 4 000 0,90 0,91 0,95 0,98 0,99 1,0 5 000 0,90 0,91 0,95 0,98 0,99 1,0 6 000 0,96 0,97 0,98 0,99 0,995 1,0 7 000 0,96 0,97 0,98 0,99 0,995 1,0

5. Ustalając średnią cenę kWh przy taryfach przewidujących rabaty za pobór energii elektrycznej w okresie pozaszczytowym należy uwzględnić podane niżej wartości:



Standardowy odbiorca Roczne wykorzystanie Roczne zużycie Roczne zużycie (w 1 000 kWh) przy stawce za zużycie energii w okresie pozaszczytowym bazującej na średniej dziennej długości okresu pozaszczytowego w ciągu każdych 24 godzin godziny 1 000 kWh 7h 8h 9h 10h 11h 12h Ia 1 000 30 0 0 0 0 0 0 Ib 1 000 50 0 0 0 0 0 0 Ic 1 600 160 11 13 16 19 22 25 Id 2 500 1 250 197 225 262 300 338 375 Ie 4 000 2 000 438 500 580 660 740 820 If 4 000 10 000 2 190 2 500 2 900 3 330 3 700 4 100 Ig 6 000 24 000 7 140 8 160 9 120 10 080 11 040 12 000 Ih 5 000 50 000 13 100 15 000 17 000 19 000 21 000 23 000 Ii 7 000 70 000 23 300 26 600 29 400 32 200 35 000 37 800 Dla okresów pozaszczytowych, których czas trwania różni się od w/w, roczne zużycie energii (kWh) należy obliczyć przez ekstrapolację. Dla dodatkowych okresów pozaszczytowych, na przykład dla całej niedzieli, należy wziąć pod uwagę jedynie połowę dodatkowych godzin i wyliczyć, ile z nich przypada średnio na każdy dzień w roku. Uzyskany w ten sposób wynik należy zsumować z długością normalnego okresu pozaszczytowego, po czym można zastosować powyższą tabelę.

6. Tam, gdzie to możliwe, odnotowana cena powinna odnosić się do istniejącej taryfy odpowiedniej dla rozpatrywanej kategorii odbiorcy. Jeśli istnieje kilka możliwych taryf, należy zastosować tę, która jest najkorzystniejsza dla odbiorcy, z pominięciem taryf niestosowanych w praktyce lub tych, które obejmują zbyt małą ilość odbiorców. Jeśli istnieją jedynie quasi-taryfy, umowy specjalne lub ceny swobodnie wynegocjowane, należy uwzględnić ceny najczęściej stosowane (najbardziej reprezentatywne).

7. Jeśli energia elektryczna dostarczana określonej kategorii odbiorców jest zróżnicowana pod względem napięcia, uwzględnione zostanie jedynie takie napięcie, które jest dla danej kategorii odbiorców najbardziej reprezentatywne. Zasada ta stosuje się również do innych parametrów nie uwzględnionych w niniejszej dyrektywie.

8. Cena za 1 kWh energii elektrycznej powinna być wyliczona w taki sposób, żeby obejmowała wszelkie dodatkowe stałe opłaty (za dzierżawę licznika, opłaty stałe, opłaty eksploatacyjne etc.), jak również opłatę za zużyte kWh. Cena taka jest całkowitą kwotą, uiszczoną po odliczeniu premii i rabatów przy określonym rodzaju zużycia, podzieloną przez całkowite zużycie. Niniejsza cena nie obejmuje opłat instalacyjnych. Chociaż informacje o cenach dostarczane są dwa razy do roku, w celu uniknięcia wahań sezonowych, obliczenia dokonywane są na podstawie danych rocznych.

9. Ceny wyrażane będą w walucie krajowej za kWh ( 9 ): — bez podatków, — łącznie z podatkami (oprócz podlegającego zwrotowi podatku VAT). Należy również odnotować wysokość stawek podatkowych oraz sposób naliczania podatków krajowych, regionalnych czy lokalnych, którymi obciążona jest sprzedaż energii elektrycznej.

10. Należy załączyć wyjaśnienie o niezbędnym stopniu szczegółowości opisujące dokładnie system cenowy oraz sposób stosowania. Szczególną uwagę należy zwrócić na ewentualne zmiany wprowadzone od czasu ostatniego badania.

11. W Państwach Członkowskich, gdzie zakład energetyczny pokrywa całe krajowe, przemysłowe zapotrzebowanie na energię, przedsiębiorstwo takie przekazuje odpowiednie informacje. W pozostałych Państwach Członkowskich, gdzie więcej niż jeden zakład energetyczny obsługuje jeden lub więcej regionów, potrzebne informacje przekaże niezależny organ statystyczny.

II. Badanie „cen oznaczonych” (dotyczy odbiorców o maksymalnym zapotrzebowaniu przekraczającym 10 MW)

12. W celu badania odbiorców przemysłowych energii o maksymalnym zapotrzebowaniu powyżej 10 MW wprowadzony zostanie system cen oznaczonych.

13. We wszystkich Państwach Członkowskich, poza Republiką Federalną Niemiec i Zjednoczonym Królestwem, różnice w strukturze opłat i cen energii elektrycznej ponoszonych przez dużych odbiorców przemysłowych są stosunkowo niewielkie i ceny oznaczone oraz związane z nimi informacje powinny być gromadzone i publikowane przez Państwo Członkowskie jako całość. Jednakże w przypadku Republiki Federalnej Niemiec i Zjednoczonego Królestwa mogą występować znaczne geograficzne różnice, dlatego dla tych dwóch Państw Członkowskich konieczne jest publikowanie osobnych danych dla każdego z trzech niżej wymienionych stref w każdym z tych państw:



Państwo Członkowskie Strefy Republika Federalna Niemiec (1): — Północ/Centrum, — Zachód, — Południe, ▼M1 — Wschód; ▼B Zjednoczone Królestwo: — Anglia i Walia, — Szkocja, — Irlandia Północna. (1) ►M1 — północ/centrum: Schleswig-Holstein, Hamburg, Brema, Berlin, Dolna Saksonia, Północna Hesja, — zachód: Nadrenia-Północna Westfalia, Nadrenia-Palatynat, Południowa Hesja, Sara, — południe: Badenia — Wirtembergia, Bawaria, — wschód: obejmuje landy nieobjęte przez pozostałe regiony. ◄

14. Ceny oznaczone i związane z nimi informacje muszą być przekazane każdemu Państwu Członkowskiemu zgodnie z pkt 13 powyżej w odniesieniu do trzech kategorii dużych odbiorców przemysłowych, tzn. takich, których maksymalne zapotrzebowanie na energię w regionie wynosi: — 25 MW – grupa ta obejmuje odbiorców o maksymalnym zapotrzebowaniu na energię netto między 17,5MW a 37,5 MW; — 50 MW – grupa ta obejmuje odbiorców o maksymalnym zapotrzebowaniu netto między 37,5 MW a 62,5 MW; — 75 MW – grupa ta obejmuje odbiorców o maksymalnym zapotrzebowaniu netto między 62,5 MW a 75 MW. Powyższe kategorie obejmują odbiorców przemysłowych samodzielnie produkujących część energii elektrycznej. W takim przypadku informacje o wielkości zużycia energii elektrycznej dotyczyć będą jedynie energii uzyskanej z obiektów użyteczności publicznej.

15. „Cena oznaczona” dla danej kategorii MW (np. 25 MW) oznacza średnią cenę do zapłacenia za 1 kWh energii elektrycznej przez potencjalnego lub teoretycznego odbiorcę przemysłowego danego przedsiębiorstwa energetycznego o normalnym zapotrzebowaniu około 25 MW, lecz przed uwzględnieniem jakichkolwiek „specjalnych warunków”, które powinny zostać odnotowane oddzielnie (patrz pkt 16 poniżej). Cechy charakterystyczne popytu przy tej „ceny oznaczonej” dla odbiorcy przemysłowego powinny być możliwe jak najbardziej reprezentatywne (nieuwzględniające specjalnych warunków) dla wszystkich odbiorców przemysłowych danej kategorii. W celu ujednolicenia środków Komisja określi cechy charakterystyczne popytu dla każdej grupy odbiorców „oznaczonej ceny” (tzn. 25 MW, 50 MW i 70 MW). Informacje takie będą wykorzystywane w miarę potrzeb przez przedsiębiorstwa użyteczności publicznej. Jeśli cechy charakterystyczne popytu nie są właściwe, przedsiębiorstwo użyteczności publicznej może samo określić cechy charakterystyczne popytu konsumpcyjnego przy cenach oznaczonych za energię, które jednakże wymagają akceptacji Komisji. Te cechy popytu dotyczą na przykad współczynnika obciążenia (np. 7 000 godzin, gdzie 7 000 oznacza liczbę godzin, w ciągu których poziom popytu musiałby być najwyższy, żeby uzyskać wielkość równą rocznemu zużyciu) oraz rozkładu zużycia energii elektrycznej w ciągu doby (godziny szczytu, poza szczytem itd.).

16. Podane ceny oznaczone powinny uwzględniać wszelkie opłaty stałe (za dzierżawę licznika, opłaty stałe, opłaty eksploatacyjne itd.), jak też za zużyte kWh. Opłaty instalacyjne nie będą uwzględnione. Chociaż informacje o cenach przekazywane są dwa razy do roku, w celu uniknięcia wahań sezonowych obliczenia dokonywane są na podstawie danych rocznych. Należy wyjaśnić sposób obliczania ceny oznaczonej, z uwzględnieniem wszystkich opłat stałych.

17. Dla każdej ceny oznaczonej zakres specjalnych czynników, które mogłyby wpłynąć na obniżkę ceny energii elektrycznej (np. klauzula dotycząca ciągłości dostaw), powinien być opisany, a stopień obniżki (np. 6 %, 8 %, 10 %) wskazany. Te specjalne czynniki powinny być reprezentatywne i odpowiadać wskaźnikom wykorzystywanym przez odbiorców danej kategorii zaopatrywanych przez informujące przedsiębiorstwo użyteczności publicznej, w kategorii MW, która podlega analizie.

18. W Państwach Członkowskich, gdzie istnieje więcej niż jeden zakład energetyczny, każdy z tych zakładów dostarczy ceny oznaczone oraz związane z nimi informacje (na temat cech zapotrzebowania potencjalnego odbiorcy (pkt 15) oraz specjalnych czynników i obniżek cen (pkt 17) niezależnemu organowi statystycznemu. Organy te przekażą informacje o najniższej i najwyższej cenie oznaczonej Państwu Członkowskiemu (lub odpowiednio każdemu regionowi) dla każdej kategorii MW, wraz z informacją na temat cen oznaczonych, administracji państwowej oraz Urzędowi Statystycznemu Wspólnot Europejskich. W przypadku Państw Członkowskich, gdzie jedno narodowe przedsiębiorstwo użyteczności publicznej pokrywa cały kraj, informacje muszą być przekazane bezpośrednio i równocześnie do administracji państwowej i do Urzędu Statystycznego Wspólnot Europejskich.

19. W celu zachowania poufności ceny oznaczone oraz związane z nimi informacje będą przekazywane przez krajowe zakłady użyteczności publicznej lub niezależne organy statystyczne, jeśli to właściwe (patrz pkt 18 powyżej), tylko wówczas, gdy istnieje przynajmniej trzech odbiorców w danej kategorii MW w odnośnym Państwie Członkowskim lub regionie.

20. Ceny oznaczone powinny być wyrażone w sposób wskazany w pkt 9.

21. Przedsiębiorstwa energetyczne będą dostarczać co dwa lata dane o liczbie swoich odbiorców w każdym przedziale MW (tzn. 17,5–37,5; 37,5–62,5; 62,5–75,0) oraz wielkości całkowitego rocznego zużycia energii w każdym przedziale (w GWh). Informacja wymagana w pkt 18 powinna być przekazywana bądź przez niezależny organ statystyczny, zestawiający informacje dla Państwa Członkowskiego jako całości, lub bezpośrednio i równocześnie do organów administracji państwowej oraz Urzędu Statystycznego Wspólnot Europejskich. Informacje wymagane na mocy niniejszego punktu będą traktowane jako poufne i nie zostaną opublikowane.





Godzinowy współczynnik obciążenia to liczba godzin, która byłaby wymagana do całego rocznego zużycia gazu przy maksymalnym godzinowym poborze:

Qa = roczna wielkość zużycia gazu,

Qd max = maksymalny pobór dzienny,