Source: https://www.infor.pl/akt-prawny/DZU.2017.253.0002500,rozporzadzenie-ministra-energii-w-sprawie-szczegolowych-zasad-ksztaltowania-i-kalkulacji-taryf-oraz-rozliczen-w-obrocie-energia-elektryczna.html
Timestamp: 2019-09-22 09:55:57+00:00

Document:
ROZPORZĄDZENIE MINISTRA ENERGII z dnia 29 grudnia 2017 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną - Tekst pierwotny - Baza aktów prawnych - INFOR.pl - portal księgowych
Na podstawie art. 46 ust. 3 i 4 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2017 r. poz. 220, 791, 1089, 1387 i 1566) zarządza się, co następuje:
§ 3. [Szczegóły ustalenia taryfy przez przedsiębiorstwo energetyczne]
§ 4. [Zakres taryfy]
§ 5. [Informacje zawarte w taryfie]
§ 6. [Podział odbiorców na grupy taryfowe]
5. W grupie taryfowej, o której mowa w ust. 4, obowiązują stawki opłat w wysokości jak w grupie taryfowej dla odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych z jednostrefowym rozliczeniem za usługi dystrybucji energii elektrycznej, z zastrzeżeniem ust. 6–10.
§ 7. [Odbiorcy zaliczani do grup taryfowych]
§ 8. [Kalkulacja ceny lub stawki opłat zawarte w taryfie]
§ 9. [Koszty uzasadnione uwzględniane w kalkulacji cen lub stawek opłat]
§ 10. [Podstawa oceny kosztów]
§ 11. [Metoda podziału kosztów]
§ 12. [Jednostkowe koszty stałe i zmienne]
Ksp – koszty stałe planowane, dla każdego roku okresu regulacji, ustalone dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, z wyłączeniem kosztów, o których mowa w ust. 4 [w zł],
Pdwi – moc dyspozycyjną planowaną na każdą godzinę dla danej jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, wykorzystaną do produkcji energii elektrycznej, planowaną do sprzedaży w każdym roku okresu regulacji [w MW/h lub kW/h],
Pdri – moc dyspozycyjną jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, planowaną do sprzedaży jako rezerwa mocy w poszczególnych godzinach, w każdym roku okresu regulacji [w MW/h lub kW/h],
n – liczbę godzin, planowaną dla mocy dyspozycyjnej, oznaczonej symbolem „Pdwi”, albo dla mocy dyspozycyjnej, oznaczonej symbolem „Pdri”, w każdym roku okresu regulacji.
Kzp – koszty paliwa łącznie z kosztami jego transportu i składowania, planowanego do zużycia w każdym roku okresu regulacji, dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek [w zł],
Kze – koszty opłat za gospodarcze korzystanie ze środowiska oraz składowanie odpadów paleniskowych, planowane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek w każdym roku okresu regulacji [w zł],
Kzw – pozostałe koszty zmienne, planowane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek w każdym roku okresu regulacji [w zł],
Ejw – ilość energii elektrycznej, planowaną do sprzedaży, wytworzoną przez jednostkę wytwórczą lub grupę takich jednostek, w każdym roku okresu regulacji [w MWh lub kWh].
§ 13. [Opłaty za przyłączenie do sieci]
1) I, II, III oraz VI – przyłączanych do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, z wyłączeniem przyłączenia źródeł i sieci – na podstawie jednej czwartej rzeczywistych nakładów poniesionych na realizację przyłączenia;
6. Przyłączany podmiot może wybrać rodzaj przyłącza – kablowe lub napowietrzne, o ile wykonanie takiego przyłącza jest możliwe ze względów technicznych.
§ 14. [Stawki opłat przesyłowych i dystrybucyjnych]
§ 15. [Kalkulacja stawek z uwzględnieniem podziału sieci na poziomy napięć znamionowych]
§ 16. [Składnik stały i zmienny stawki sieciowej]
KSVn – sumę planowanych do poniesienia, w każdym roku okresu regulacji, kosztów stałych, o których mowa w ust. 1, pokrywanych przez odbiorców zaliczanych do danej grupy taryfowej,
PVn – wartość mocy umownej – określoną jako sumę mocy umownej planowanej do pobrania z sieci, w każdym roku okresu regulacji, przez odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej, w tym operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, przedsiębiorstwa energetyczne świadczące usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędące operatorami oraz przedsiębiorstwa energetyczne świadczące usługi kompleksowe, z zastrzeżeniem ust. 7–10;
nG – liczbę układów pomiarowo-rozliczeniowych w gospodarstwach domowych.
KZVn – sumę planowanych do poniesienia, w każdym roku okresu regulacji, kosztów zmiennych, o których mowa w ust. 2, przenoszonych na odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej,
EVn – sumę energii elektrycznej planowanej do pobrania, w każdym roku okresu regulacji, przez odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych Vn, zaliczonych do danej grupy taryfowej [w MWh lub kWh]; ilość energii elektrycznej planowanej do pobrania z sieci przesyłowej przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, w tych miejscach dostarczania, wyznacza się w sposób, o którym mowa w § 14 ust. 8.
§ 17. [Kalkulacja stawek jakościowych]
KSJ – koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej planowane do poniesienia w każdym roku okresu regulacji,
ESJ – ilość energii elektrycznej planowaną do zużycia przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego [w MWh lub kWh].
§ 18. [Kalkulacja stawki rynkowej]
1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego kalkuluje stawkę rynkową na podstawie kosztów uzasadnionych planowanych do poniesienia w każdym roku okresu regulacji przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, wynikających z rekompensat, o których mowa w rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylającym rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 (Dz. Urz. UE L 211 z 14.08.2009, str. 15, z późn. zm.2)) w części dotyczącej wymiany energii elektrycznej między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi tych państw, których operatorzy systemów przesyłowych elektroenergetycznych nie są objęci tymi rekompensatami.
Kr – koszty uzasadnione, o których mowa w ust. 1,
Ezk – ilość energii elektrycznej planowanej do wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi państw, których operatorzy systemów przesyłowych elektroenergetycznych nie są objęci rekompensatami.
§ 19. [Usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy]
§ 20. [Koszty uzasadnione zakupu energii elektrycznej]
a) art. 9l ust. 1 ustawy,
§ 21. [Współczynniki korekcyjne]
Kwn ≤ Kwn–1 ×[1+(RPI–Xn)/100]
Kwn, Kwn–1 – uzasadnione koszty własne przedsiębiorstwa energetycznego związane z wykonywaną przez to przedsiębiorstwo działalnością gospodarczą, uwzględniające zależne od przedsiębiorstwa energetycznego warunki prowadzenia działalności gospodarczej, wyznaczane w szczególności z zastosowaniem metod porównawczych, o których mowa w art. 47 ust. 2e ustawy, na poszczególne lata okresu regulacji; w pierwszym roku okresu regulacji koszty, oznaczone symbolem „Kwn-1”, są równe kosztom z roku poprzedzającego rok, w którym taryfa jest przedkładana do zatwierdzenia,
Xn – współczynniki korekcyjne określające projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego, ustalane jednorazowo dla poszczególnych lat w roku przedłożenia taryfy do zatwierdzenia albo na początku okresu regulacji [%]; współczynnik korekcyjny na pierwszy rok okresu regulacji, w zależności od wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, uwzględnia się w cenie energii elektrycznej albo w stawkach opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych zawartych w taryfach,
RPI – średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem, w roku kalendarzowym poprzedzającym rok sporządzenia taryfy, określony w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski” [w %].
Cwn ≤ Cwn–1 ×[1+Yn/100]
Cwn, Cwn–1 – ceny wskaźnikowe dla danego rodzaju działalności gospodarczej, wyznaczone w sposób określony w ust. 3,
Yn – współczynnik korekcyjny, ustalany corocznie i uwzględniany w cenie energii elektrycznej albo w stawkach opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych zawartych w taryfach, określający zmianę niezależnych od przedsiębiorstwa warunków wykonywania danego rodzaju działalności gospodarczej, w szczególności zmianę kosztu zakupu usług przesyłowych i dystrybucyjnych, wielkości i struktury sprzedaży energii elektrycznej oraz obciążeń podatkowych, lub projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego.
1) wytwarzania energii elektrycznej lub obrotu tą energią jako średnią cenę sprzedanej energii elektrycznej stanowiącą iloraz kalkulacyjnych przychodów z jej sprzedaży, wyliczanych odpowiednio według cen energii elektrycznej planowanych na dany rok okresu regulacji (Cwn) lub z roku poprzedzającego dany rok okresu regulacji (Cwn–1) oraz wielkości i struktury sprzedaży planowanych w taryfie na dany rok okresu regulacji, do ilości sprzedaży energii elektrycznej planowanej na dany rok okresu regulacji;
2) przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej jako średnią cenę dostarczania energii elektrycznej stanowiącą iloraz kalkulacyjnych przychodów ze sprzedaży usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej oraz z opłat abonamentowych, wyliczanych odpowiednio na podstawie stawek opłat planowanych na dany rok okresu regulacji (Cwn) lub z roku, poprzedzającego dany rok okresu regulacji (Cwn–1) oraz wielkości i struktury sprzedaży tych usług planowanych w taryfie na dany rok okresu regulacji, do ilości dostarczonej energii elektrycznej planowanej na dany rok okresu regulacji;
§ 22. [Przychód]
§ 23. [Podstawa rozliczeń z odbiorcami i między przedsiębiorstwami energetycznymi za dostarczoną energię elektryczną]
§ 24. [Opłata za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej dla danego poziomu napięć znamionowych w okresie rozliczeniowym]
Opoi – opłatę za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej obliczoną dla danego odbiorcy, w tym operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem oraz przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi kompleksowe [w zł],
SSVn – składnik stały stawki sieciowej za okres rozliczeniowy [w zł/MW lub zł/kW mocy umownej lub w zł/miesiąc dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwie domowym],
Pi – moc umowną określoną dla danego odbiorcy, w tym dla operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem oraz przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi kompleksowe [w MW lub kW lub miesiącach dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwie domowym],
SZVnm – składnik zmienny stawki sieciowej dla danej rozliczeniowej strefy czasowej (strefa czasowa m) [w zł/MWh lub zł/kWh],
R – liczbę rozliczeniowych stref czasowych,
Eoim – ilość energii elektrycznej pobranej z sieci przez danego odbiorcę w rozliczeniowej strefie czasowej m, w tym przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, przedsiębiorstwo energetyczne świadczące usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędące operatorem oraz przedsiębiorstwo energetyczne świadczące usługi kompleksowe [w MWh lub kWh w okresie rozliczeniowym ustalonym w taryfie],
kos – współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony w § 25 ust. 2 pkt 1,
SoSJ – stawkę jakościową [w zł/MWh lub zł/kWh],
Eos – ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego, o których mowa w § 25 ust. 2 pkt 1 [w MWh],
kok – współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony w § 25 ust. 2 pkt 2,
Eok – ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego, o których mowa w § 25 ust. 2 pkt 2 [w MWh],
Sr – stawkę rynkową [w zł/MWh],
Ewp – ilość energii elektrycznej przeznaczonej do wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi państw, o których mowa w § 18 ust. 2, określoną w umowach handlowych sprzedaży energii elektrycznej przedkładanych właściwemu operatorowi [w MWh lub kWh za okres rozliczeniowy],
Oab – opłatę abonamentową uwzględniającą długość okresu rozliczeniowego oraz stawkę abonamentową [w zł].
§ 25. [Opłata wynikającą ze stawki jakościowej]
kok =[(Eok + Eos)–kos×Eos]/Eok
Oos = kos×SoSJ×Eos + kok×SoSJ×Eokw
Oos – opłatę wynikającą ze stawki jakościowej,
kos – współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony w ust. 2 pkt 1,
SoSJ – stawkę jakościową [w zł/MWh lub w zł/kWh],
Eos – ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego, o których mowa w ust. 2 pkt 1 [w MWh lub kWh],
kok – współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony w ust. 2 pkt 2,
Eokw – ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci, instalacji lub urządzeń wytwórcy przyłączonego do sieci operatora systemu elektroenergetycznego oraz do sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem, z wyłączeniem odbiorców, o których mowa w ust. 2 pkt 1 [w MWh lub kWh].
§ 26. [Opłata za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej dla przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się wytwarzaniem lub sprzedażą energii elektrycznej]
Opw = kos × SoSJ × Eos + kok × SoSJ × Eokw
Eos – ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego, o których mowa w § 25 ust. 2 pkt 1 [w MWh lub kWh],
Eokw – ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci, instalacji lub urządzeń wytwórcy przyłączonego do sieci operatora systemu elektroenergetycznego oraz do sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem, z wyłączeniem odbiorców, o których mowa w § 25 ust. 2 pkt 1 [w MWh lub kWh].
Opn = Sr × Ewp
Sr – stawkę rynkową [w zł/MWh lub zł/kWh],
Ewp – ilość energii elektrycznej przeznaczoną do wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi krajów niebędących członkami Unii Europejskiej, określoną w umowach handlowych sprzedaży energii elektrycznej przedkładanych do właściwego operatora [w MWh lub kWh za okres rozliczeniowy].
§ 27. [Opłata za usługi dystrybucji energii elektrycznej świadczone między operatorami systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego]
Ssvn – składnik stały stawki opłat za usługi dystrybucji energii elektrycznej [w zł/MW lub zł/kW],
Pvi – moc umowną określoną dla każdego połączenia sieci na tym samym poziomie napięć znamionowych [w MW lub kW],
Szvn – składnik zmienny stawki opłat za usługi dystrybucji energii elektrycznej [w zł/MWh lub zł/kWh],
Epi – ilość energii elektrycznej pobraną przez dane połączenie, określoną jako różnica między energią pobraną i oddaną [w MWh lub kWh za okres rozliczeniowy].
§ 28. [Różnicowanie ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych]
§ 29. [Ilość energii elektrycznej określona w informacji]
§ 30. [Usługa kompleksowa]
§ 31. [Prawo do prowadzenia rozliczeń z odbiorcami]
§ 32. [Okres rozliczeniowy]
§ 33. [Wielkości prognozowanego zużycia energii elektrycznej]
§ 34. [Nadpłata i niedopłata]
§ 35. [Informacje przedstawiane w rozliczeniu dołączonym do faktury]
§ 36. [Sposób dokonywania rozliczenia za dostarczaną energię elektryczną]
§ 37. [Korekta faktur]
§ 38. [Podstawa do wyliczenia wielkości korekty faktur]
§ 39. [Rozliczenie zużycia mocy w przypadku niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego będącego własnością odbiorcy]
§ 40. [Bonifikata]
1. Za niedotrzymanie określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych poziomów odchyleń napięcia od napięcia znamionowego oblicza się bonifikatę, oznaczoną symbolem „WUT”, [w zł]:
∆U – wartość odchylenia napięcia od określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego [w %],
AT – ilość energii elektrycznej dostarczoną odbiorcy w okresie doby [w jednostkach energii],
CT – cenę energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującą w okresie, w którym nastąpiło odchylenie napięcia od określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego [w zł za jednostkę energii];
CT – cenę energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującą w okresie, w którym nastąpiło odchylenie napięcia od określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego [w zł za jednostkę energii],
brT – ustaloną w taryfie bonifikatę za niedotrzymanie poziomu napięcia w zakresie określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego w okresie doby [w zł za godzinę],
tT – łączny czas niedotrzymania poziomu napięcia w zakresie określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego w okresie doby [w godzinach].
§ 41. [Wysokość bonifikaty w przypadku niedostarczenia energii elektrycznej odbiorcy końcowemu]
§ 42. [Wysokość bonifikaty w przypadku niedotrzymania przez przedsiębiorstwo energetyczne standardów jakościowych obsługi odbiorców]
§ 43. [Termin udzielania bonifikaty za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców]
§ 44. [Opłaty za nielegalne pobieranie energii]
§ 45. [Ponadumowny pobór energii biernej przez odbiorcę]
Ob – opłatę za nadwyżkę energii biernej [w złotych],
k – ustaloną w taryfie krotność ceny Crk,
Crk – cenę energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującą w dniu zatwierdzenia taryfy [w zł/MWh lub zł/kWh],
tgφ – współczynnik mocy wynikający z pobranej energii biernej,
tgφ0 – umowny współczynnik mocy, określony zgodnie z ust. 4,
A – energię czynną pobraną całodobowo lub dla strefy czasowej, w której jest prowadzona kontrola poboru energii biernej [w MWh lub kWh].
∆Eb – nadwyżkę energii biernej wykazaną przez urządzenie pomiarowe w okresie rozliczeniowym [w Mvarh],
tgφ0 – umowny współczynnik mocy określony zgodnie z ust. 4,
§ 46. [Monitorowanie poboru mocy czynnej]
§ 47. [Sposób dokonywania rozliczeń w przypadku zamawiania różnej wielkości mocy umownej lub zmiany mocy w trakcie obowiązywania taryfy]
§ 48. [Termin rozpatrzenia wniosku dotyczącego bonifikaty za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców]
§ 49. [Termin obowiązywania taryf przedsiębiorstw energetycznych]
§ 50. [Stosowanie przepisów rozporządzenia]
§ 51. [Wejście w życie]
Rozporządzenie wchodzi w życie z dniem ogłoszenia, z wyjątkiem § 43 ust. 2 i 3, które wchodzą w życie z dniem 1 stycznia 2019 r.3)
2) Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 115 z 25.04.2013, str. 39 oraz Dz. Urz. UE L 163 z 15.06.2013, str. 1.
3) Niniejsze rozporządzenie było poprzedzone rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 18 sierpnia 2011 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z 2013 r. poz. 1200), które traci moc z dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia zgodnie z art. 58 ust. 2 ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej (Dz. U. poz. 831).

References: art. 46
 art. 9
 art. 47
 art. 23
 art. 23
 art. 23
 art. 58