Source: http://www.zarzadca.pl/prawo/akty-prawne/akty-wykonawcze/193-rozporzadzenie-w-s-zasad-ksztaltowania-i-kalkulacji-taryf-rozliczen-w-obrocie-energia-elektryczna
Timestamp: 2018-08-20 18:56:03+00:00
Document Index: 32010450

Matched Legal Cases: ['art. 46', 'art. 45', 'art. 44', 'art. 16', 'art. 45', 'art. 16', 'art. 7', 'art. 45', 'art. 49', 'art. 9', 'art. 45', 'art. 45', 'art. 45', 'art. 5']

Rozporządzenie w/s zasad kształtowania i kalkulacji taryf, rozliczeń w obrocie energią elektryczną
NAWIGACJA Prawo Akty prawne Akty wykonawcze Rozporządzenie w/s zasad kształtowania i kalkulacji taryf, rozliczeń w obrocie energią elektryczną
Czwartek, 19 październik 2006 02:00
Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej 1) z dnia 23 kwietnia 2004 r.
Dz. U. z 2004 r. poz 105 Nr 1114
Rozdział 4 Szczegółowe zasady rozliczeń w obrocie energią elektryczną
Na podstawie art. 46 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2003 r., Nr 153, poz. 1504 i Nr 203, poz. 1966 oraz z 2004 r. Nr 29, poz. 257, Nr 34, poz. 293, Nr 91, poz. 875 i Nr 96, poz. 959) zarządza się, co następuje:
1) kształtowania taryf przez przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, przesyłania i dystrybucji lub obrotu energią elektryczną;
3) rozliczeń w obrocie energią elektryczną.
1) ustawie - należy przez to rozumieć ustawę z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;
2) operatorze - należy przez to rozumieć operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;
3) grupie przyłączeniowej - należy przez to rozumieć grupę podmiotów przyłączanych do sieci, sklasyfikowaną w następujący sposób:
a) grupa I - podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci przesyłowej,
b) grupa II - podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym 110 kV,
c) grupa III - podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, lecz niższym niż 110 kV,
d) grupa IV - podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz o mocy przyłączeniowej większej niż 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym niż 63 A,
e) grupa V - podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kW i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niż 63 A,
f) grupa VI - podmioty przyłączane do sieci poprzez tymczasowe przyłączenie, które będzie, na zasadach określonych w umowie, zastąpione przyłączeniem docelowym, lub podmioty przyłączone do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy niż rok;
4) miejscu dostarczania - należy przez to rozumieć punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne dostarcza energię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie, w umowie przesyłowej albo w umowie sprzedaży energii elektrycznej;
5) układzie pomiarowo-rozliczeniowym - należy przez to rozumieć liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub rozliczeniowo-pomiarowe, a także układy połączeń między nimi, służące bezpośrednio lub pośrednio do pomiarów energii elektrycznej i rozliczeń za tę energię;
6) jednostce wytwórczej - należy przez to rozumieć opisany poprzez dane techniczne i handlowe wyodrębniony zespół urządzeń należących do przedsiębiorstwa energetycznego, służący do wytwarzania energii elektrycznej i wprowadzania mocy;
7) mocy przyłączeniowej - należy przez to rozumieć moc czynną planowaną do pobierania lub wprowadzania do sieci, określoną w umowie o przyłączenie jako wartość maksymalną ze średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut, służącą do zaprojektowania przyłącza;
8) mocy umownej - należy przez to rozumieć moc czynną, pobieraną lub wprowadzaną do sieci, określoną w:
a) umowie przesyłowej oraz umowie zawierającej postanowienia umowy sprzedaży i umowy przesyłowej, jako wartość maksymalną ze średnich wartości tej mocy, w okresie 15 minut,
b) umowie przesyłowej, zawieranej pomiędzy operatorami, jako wartość maksymalną ze średnich wartości tej mocy, w okresie godziny, lub
c) umowie sprzedaży, zawieranej pomiędzy przedsiębiorstwem energetycznym zajmującym się wytwarzaniem energii elektrycznej, zwanym dalej "wytwórcą", a przedsiębiorstwem energetycznym niebędącym wytwórcą lub odbiorcą korzystającym z prawa dostępu do sieci, w okresie godziny;
9) rezerwie mocy - należy przez to rozumieć niewykorzystaną w danym okresie zdolność jednostek wytwórczych do wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej do sieci;
10) usługach systemowych - należy przez to rozumieć usługi świadczone na rzecz operatorów, niezbędne do prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, zapewniające zachowanie określonych parametrów niezawodnościowych dostarczania energii elektrycznej i jakości tej energii;
11) subsydiowaniu skrośnym - należy przez to rozumieć pokrywanie kosztów dotyczących jednego rodzaju prowadzonej działalności gospodarczej lub jednej grupy odbiorców przychodami pochodzącymi z innego rodzaju prowadzonej działalności gospodarczej lub od innej grupy odbiorców;
12) grupie taryfowej - należy przez to rozumieć grupę odbiorców pobierających energię elektryczną lub korzystających z usług związanych z zaopatrzeniem w tę energię, dla których stosuje się jeden zestaw cen lub stawek opłat i warunków ich stosowania;
13) rynku bilansującym - należy przez to rozumieć działający na zasadach rynkowych mechanizm bieżącego bilansowania zapotrzebowania na energię elektryczną i wytwarzania tej energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym;
14) grafiku obciążeń - należy przez to rozumieć zbiór danych określających planowane wielkości, wprowadzenia do sieci energii elektrycznej lub jej poboru przez jednostkę grafikową, oddzielnie dla poszczególnych okresów rozliczeniowych rynku bilansującego;
15) okresie regulacji - należy przez to rozumieć okres obowiązywania współczynników korekcyjnych, o których mowa w § 15 ust. 1 lub w § 26 ust. 2.
1) pokrycie kosztów uzasadnionych, w zakresie określonym w art. 45 ustawy;
2) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen;
§ 4. Przedsiębiorstwo energetyczne kształtuje taryfę odpowiednio do zakresu prowadzanej działalności gospodarczej związanej z zaopatrzeniem w energię elektryczną, rodzaju odbiorców i charakteru ich zapotrzebowania na energię elektryczną.
§ 5. 1. Taryfa powinna, odpowiednio do prowadzonej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, określać:
3) bonifikaty i upusty z tytułu niedotrzymania standardów jakościowych obsługi odbiorców, w tym dostaw energii elektrycznej;
3. Taryfę kształtuje się w taki sposób, aby odbiorca mógł na jej podstawie obliczyć należność odpowiadającą zakresowi usług, związanych z zaopatrzeniem w energię elektryczną, określonemu w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub umowie przesyłowej.
§ 6. 1. Taryfę ustala się na okres 12 miesięcy kalendarzowych, zwany dalej "rokiem obowiązywania taryfy". Dla operatorów rok obowiązywania taryfy rozpoczyna się od dnia 1 stycznia każdego roku.
2. W przypadku nieprzewidzianej, istotnej zmiany warunków prowadzenia przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej lub podjęcia przez przedsiębiorstwo nowego rodzaju działalności gospodarczej, taryfa może być ustalona na inny okres niż określony w ust. 1, nie dłuższy niż 24 miesiące.
§ 7. 1. Wytwórca ustala w taryfie w szczególności:
4) bonifikaty i upusty za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców;
5) opłaty za nielegalny pobór energii elektrycznej.
2. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej ustala w taryfie w szczególności:
1) stawki opłat za przyłączenie do sieci;
2) stawki opłat za usługi przesyłowe, zwane dalej "stawkami opłat przesyłowych";
3) stawki opłat abonamentowych;
3. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną ustala w taryfie w szczególności:
2) stawki opłat abonamentowych;
3) bonifikaty i upusty za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców.
§ 8. 1. Podział odbiorców na grupy taryfowe jest dokonywany w zależności od poziomu kosztów uzasadnionych, ponoszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne za dostarczaną energię elektryczną do tych odbiorców, według następujących kryteriów:
1) poziomu napięcia sieci, z której jest dostarczana energia elektryczna do odbiorców;
2) wartości mocy umownej lub zużycia energii elektrycznej;
3) parametrów dostarczanej energii elektrycznej innych niż standardowe;
4) charakterystyk poboru energii elektrycznej przyłączonych urządzeń, instalacji lub sieci należących do odbiorcy;
5) systemu rozliczeń;
6) miejsca dostarczania energii elektrycznej;
7) poziomu niezawodności i ciągłości dostaw;
8) wytwarzania energii elektrycznej we własnych źródłach odbiorcy.
2. Ceny i stawki opłat, o których mowa w § 7, mogą być różnicowane dla poszczególnych grup taryfowych z uwzględnieniem podziału doby i roku na strefy i okresy czasowe. Taryfa może przewidywać więcej niż jeden sposób podziału doby na strefy czasowe.
3. Ceny energii elektrycznej dla odbiorców, którzy nie nabyli prawa do korzystania z usług przesyłowych lub nie korzystają z tego prawa, zwanych dalej "odbiorcami taryfowymi", kupujących rocznie więcej niż 10 MWh energii elektrycznej, mogą być kalkulowane co najmniej dla dwóch okresów doby, a dla kupujących rocznie więcej niż 10 GWh energii elektrycznej - kalkuluje się co najmniej dla trzech okresów doby i dwóch okresów roku.
4. Podział odbiorców, o którym mowa w ust. 1, może uwzględniać wyodrębnioną grupę odbiorców taryfowych zużywających rocznie mniej niż 1.000 kWh energii elektrycznej, dla których mogą być kalkulowane jednoskładnikowe stawki opłat za dostarczaną energię elektryczną.
§ 9. 1. Odbiorca, który:
1) pobiera energię elektryczną z kilku miejsc dostarczania, położonych w sieci o różnych poziomach napięć, jest zaliczany do grup taryfowych oddzielnie w każdym z tych miejsc;
2) do zasilania jednego zespołu urządzeń pobiera energię elektryczną z więcej niż jednego miejsca dostarczania na tym samym poziomie napięcia, wybiera grupę taryfową jednakową dla wszystkich miejsc dostarczania;
3) ze względu na przyjęty, w przedsiębiorstwie energetycznym, podział odbiorców na grupy taryfowe dokonany na podstawie kryteriów wymienionych w § 8 ust. 1, może być, dla danego miejsca dostarczania energii elektrycznej, zaliczony do więcej niż jednej grupy taryfowej, ma prawo wyboru jednej spośród tych grup.
2. Odbiorca, o którym mowa w ust. 1 pkt 3, może wystąpić do przedsiębiorstwa energetycznego o zmianę grupy taryfowej, nie częściej niż raz na 12 miesięcy. Warunki zmiany grupy taryfowej określa umowa sprzedaży energii elektrycznej.
§ 10. 1. Koszty uzasadnione prowadzenia przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej oraz obrotu tą energią określa się na podstawie:
1) planowanych rocznych kosztów prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną, w tym kosztów finansowych związanych z obsługą kredytów bankowych, z wyłączeniem odsetek i opłat za nieterminowe realizowanie zobowiązań;
2. Sposób zaliczania kosztów, o których mowa w ust. 1, do poszczególnych grup taryfowych nie może ulegać zmianie w okresie regulacji. Dokonanie takich zmian może nastąpić wyłącznie w celu eliminowania subsydiowania skrośnego.
§ 11. 1. Koszty, o których mowa w § 10 ust. 1 pkt 1, ustala się zgodnie z art. 44 i 45 ustawy w sposób umożliwiający ustalenie kosztów stałych i kosztów zmiennych planowanych przez przedsiębiorstwo energetyczne dla poszczególnych rodzajów działalności gospodarczej, z uwzględnieniem źródeł tych kosztów.
2. Podstawą oceny kosztów, o których mowa w ust. 1, są planowane wielkości, o których mowa w ust. 3, i koszty poniesione w roku kalendarzowym poprzedzającym pierwszy rok okresu regulacji, określane na podstawie sprawozdania finansowego, zbadanego zgodnie z przepisami o rachunkowości.
3. Koszty, o których mowa w ust. 1, określa się, przyjmując ustalone dla pierwszego roku okresu regulacji planowane wielkości, w tym ilość sprzedanej energii elektrycznej i wielkość mocy umownej.
§ 12. 1. Koszty wynikające z inwestycji modernizacyjnych, rozwojowych i z zakresu ochrony środowiska, o których mowa w § 10 ust. 1 pkt 2, ustala się jako roczne koszty związane z eksploatacją urządzeń i instalacji, przekazywanych do eksploatacji po zakończeniu tych inwestycji.
1) wytwarzania energii elektrycznej - planu inwestycji rozwojowych, modernizacyjnych i związanych z ochroną środowiska, dla źródeł energii elektrycznej;
2) przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej - planu rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy.
1) odpisy amortyzacyjne, obliczone zgodnie z obowiązującymi przepisami dla środków trwałych przekazywanych do eksploatacji w wyniku inwestycji rozwojowych, modernizacyjnych i z zakresu ochrony środowiska;
2) odsetki od kredytów zaciągniętych na realizację tych inwestycji oraz koszty finansowe związane z obsługą tych kredytów;
3) koszty kalkulacyjne, związane z eksploatacją nowych urządzeń i instalacji w zakresie kosztów robocizny, zużycia materiałów, paliw, energii, wody, usuwania odpadów, transportu, remontów i innych kosztów, wynikających z rodzaju urządzeń i instalacji oraz warunków ich pracy.
§ 13. 1. Koszty wspólne dla wszystkich lub kilku grup taryfowych oraz koszty wspólne dla wszystkich lub kilku rodzajów prowadzonej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, w tym koszty modernizacji i rozwoju oraz ochrony środowiska, dzieli się na poszczególne grupy taryfowe i na poszczególne rodzaje prowadzonej działalności gospodarczej, zgodnie z przyjętą w przedsiębiorstwie metodą podziału kosztów i zachowaniem należytej staranności w sposobie zaliczania tych kosztów do poszczególnych grup taryfowych.
2. Przedsiębiorstwo energetyczne, w okresie regulacji, nie może dokonać zmiany metody podziału kosztów wspólnych i zmiany podziału odbiorców na grupy taryfowe. Dokonanie zmiany metody podziału kosztów wspólnych może nastąpić wyłącznie w celu eliminowania subsydiowania skrośnego.
3. Koszty stanowiące podstawę kalkulacji cen i stawek opłat ustalonych w taryfie mogą obejmować koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwo energetyczne przedsięwzięć i usług, o których mowa w art. 45 ust. 2 i 3 ustawy.
§ 14. 1. Wytwórca kalkuluje, z zastrzeżeniem § 15, ustalone w taryfie:
1) ceny energii elektrycznej - na podstawie sumy jednostkowych kosztów stałych i jednostkowych kosztów zmiennych, ustalonych w sposób określony w ust. 3 i 4, wyrażone w złotych za MWh;
2) stawki opłat za rezerwy mocy - na podstawie jednostkowych kosztów stałych, ustalonych w sposób określony w ust. 3, wyrażone w złotych za MW za godzinę;
3) stawki opłat za usługi systemowe - na podstawie kosztów uzasadnionych stałych i zmiennych świadczenia tych usług, wynikających ze zwiększenia kosztów ponad koszty produkcji energii elektrycznej, o których mowa w pkt 1 i 2.
1) składnik stały - za utrzymanie gotowości do świadczenia poszczególnych rodzajów usług systemowych, wyrażony w złotych za godzinę, lub miesiąc lub w złotych za MW za godzinę, lub złotych za MW za miesiąc;
2) składnik zmienny - za świadczenie usług systemowych, wyrażony w złotych za MWh.
3. Jednostkowe koszty stałe oblicza się według wzoru:
kjs - jednostkowe koszty stałe [w zł/MWh];
Ksp - koszty stałe planowane na rok obowiązywania taryfy, ustalone dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, dla których są kalkulowane ceny i stawki opłat, ustalone na podstawie kosztów uzasadnionych eksploatacji tych jednostek oraz kosztów uzasadnionych wynikających z nakładów na rozwój i modernizację tych jednostek, z wyłączeniem kosztów wymienionych 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 sprzedawanej w danym roku obowiązywania taryfy [w MWh];
Pdri - moc dyspozycyjną jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, planowaną do sprzedaży jako rezerwa mocy w poszczególnych godzinach, w danym roku obowiązywania taryfy [w MWh];
n - liczbę godzin, planowaną odpowiednio do mocy dyspozycyjnej oznaczonej symbolem "Pdwi" albo mocy dyspozycyjnej, oznaczonej symbolem "Pdri", w danym roku obowiązywania taryfy.
4. Jednostkowe koszty zmienne oblicza się według wzoru:
Kzp+ Kze + Kzw
kjz = -------------------------
kjz - jednostkowe koszty zmienne [w zł/MWh];
K - koszty paliwa łącznie z kosztami jego transportu i składowania, planowanego do zużycia w danym roku obowiązywania taryfy dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek [w zł];
Kze - koszty opłat za gospodarcze korzystanie ze środowiska przyrodniczego oraz składowanie odpadów paleniskowych, planowane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek w danym roku obowiązywania taryfy [w zł];
Kzw - pozostałe koszty zmienne planowane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek w danym roku obowiązywania taryfy [w zł];
Ejw - ilość energii elektrycznej planowaną do sprzedaży, a wytworzoną przez jednostkę wytwórczą lub grupę takich jednostek, w danym roku obowiązywania taryfy [w MWh].
§ 15. 1. Cenę energii elektrycznej wytworzonej przez skojarzone źródło energii oblicza się według wzoru:
Cs = Ck x [1 +(RPIn-1 - Xn) / 100]
Cs - cenę energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, ustaloną na dany rok obowiązywania taryfy [w zł/MWh];
Ck - średnią cenę energii elektrycznej wytworzonej w krajowym systemie elektroenergetycznym w jednostkach wytwórczych kondensacyjnych, w roku kalendarzowym poprzedzającym rok obowiązywania taryfy [w zł/MWh];
RPIn-1 - średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem w roku kalendarzowym poprzedzającym rok obowiązywania taryfy, określony w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej "Monitor Polski" [w %];
Xn - współczynnik korekcyjny, określający projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków prowadzenia przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej w danym roku obowiązywania taryfy [w %]. Współczynnik korekcyjny na pierwszy rok okresu regulacji uwzględnia się w cenie energii elektrycznej.
2. Przez skojarzone źródło energii, o którym mowa w ust. 1, rozumie się jednostkę wytwórczą wytwarzającą energię elektryczną i ciepło ze sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną i ciepło łącznie co najmniej 70 %, obliczoną jako średnioroczna w roku kalendarzowym poprzedzającym rok wprowadzenia do stosowania taryfy dla energii elektrycznej wytwarzanej w tej jednostce. W przypadku nowo budowanych jednostek wytwórczych sprawność przemiany, dla pierwszego roku obowiązywania taryfy dla tych jednostek, oblicza się na podstawie wielkości planowanych.
3. Średnią cenę energii elektrycznej wytworzonej w krajowym systemie elektroenergetycznym w jednostkach wytwórczych kondensacyjnych Ck, o której mowa w ust. 1, oblicza się jako iloraz przychodów ze sprzedaży tej energii oraz ilości sprzedanej energii elektrycznej; do obliczeń tych stosuje się dane statystyczne publikowane przez Główny Urząd Statystyczny lub inną upoważnioną jednostkę.
4. Cenę energii elektrycznej wytworzonej przez jednostkę wytwórczą lub grupę takich jednostek w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, ze sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną i ciepło mniejszą niż 70 %, obliczoną jako średnioroczną w danym roku obowiązywania taryfy, ustala się w taryfie w sposób określony w § 14.
5. Taryfy dla energii elektrycznej i ciepła dla źródeł, w których występuje skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej, ustala się dla tego samego okresu.
§ 16. 1. Stawki opłat za przyłączenie do sieci, o których mowa w § 7 ust. 2 pkt 1, kalkuluje się na podstawie jednej czwartej średniorocznych nakładów inwestycyjnych na budowę odcinków sieci służących do przyłączenia podmiotów określonych w obowiązującym dla przedsiębiorstwa energetycznego planie rozwoju, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy, dla okresu regulacji, oddzielnie dla każdej grupy przyłączeniowej w przeliczeniu na:
1) jednostkę mocy przyłączeniowej lub
2) jednostkę długości odcinka sieci od miejsca przyłączenia do miejsca rozgraniczenia własności instalacji, urządzeń lub sieci, określonych w umowie o przyłączenie.
2. W nakładach inwestycyjnych, o których mowa w ust. 1, uwzględnia się wydatki ponoszone na wykonanie prac projektowych i geodezyjnych, uzgodnienia dokumentacji, uzyskania pozwoleń na budowę, zakup lub budowę elementów odcinków sieci służących do przyłączenia podmiotów z uwzględnieniem długości tych odcinków, wykonanie robót budowlano-montażowych wraz z nadzorem oraz wykonanie niezbędnych prób, a także uwzględnia się opłaty za zajęcie terenu.
3. Stawki opłat za przyłączenie do sieci, o których mowa w ust. 1, różnicuje się w zależności od rodzaju elementów stosowanych do budowy odcinków sieci służących do przyłączenia podmiotów oraz standardów jakościowych dostarczanej energii elektrycznej.
§ 17. 1. Stawki opłat przesyłowych, o których mowa w § 7 ust. 2 pkt 2, kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na stawki:
1) sieciowe;
2) systemowe;
3) rozliczeniowe.
2. Stawkę systemową, o której mowa w ust. 1 pkt 2, kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na składniki:
1) jakościowy;
2) rekompensujący;
3) wyrównawczy.
§ 18. 1. Stawki sieciowe, o których mowa w § 17 ust. 1 pkt 1, kalkuluje się z uwzględnieniem podziału sieci na następujące poziomy napięć znamionowych:
1) niskie - obejmujące napięcia znamionowe nie wyższe niż 1 kV;
2) średnie - obejmujące napięcia znamionowe wyższe niż 1 kV i niższe niż 110 kV;
3) wysokie - obejmujące napięcie znamionowe 110 kV;
4) najwyższe - obejmujące napięcia znamionowe wyższe niż 110 kV.
2. Stawki sieciowe kalkuluje się dla sieci poszczególnych poziomów napięć znamionowych, wymienionych w ust. 1, jako stawki dwuskładnikowe z podziałem na składnik:
1) stały stawki sieciowej - obliczany na jednostkę mocy umownej;
3. Stawki sieciowe kalkuluje się na podstawie kosztów uzasadnionych świadczenia usług przesyłowych oraz kosztów zakupionych usług przesyłowych od innych operatorów.
§ 19. 1. Składnik stały stawki sieciowej, o którym mowa w § 18 ust. 2 pkt 1, kalkuluje się, dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, na podstawie kosztów uzasadnionych:
1) eksploatacji sieci danego poziomu napięć znamionowych;
2) wynikających z nakładów na odtworzenie, modernizację i rozwój sieci, służących do realizacji usługi przesyłowej;
3) stałych przesyłania energii elektrycznej sieciami innych poziomów napięć znamionowych i sieciami należącymi do innych operatorów;
4) zakupu rezerw w zdolnościach przesyłowych w sieciach należących do innych operatorów;
5) wynikających z nakładów na budowę odcinków sieci służących do przyłączenia podmiotów do sieci danego poziomu napięć znamionowych, z wyłączeniem kosztów, o których mowa w art. 7 ust. 6 ustawy.
2. Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym mowa w § 18 ust. 2 pkt 2, kalkuluje się, dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, na podstawie kosztów uzasadnionych:
1) zakupu energii elektrycznej w ilości niezbędnej do pokrycia różnicy między ilością energii elektrycznej wprowadzanej do sieci danego poziomu napięć znamionowych a ilością energii pobranej z tej sieci przez odbiorców i przesłanej do sieci innych poziomów napięć znamionowych;
2) zmiennych za przesyłanie energii elektrycznej sieciami innych poziomów napięć znamionowych i sieciami należącymi do innych operatorów;
3) stałych za przesyłanie energii elektrycznej, w części nieuwzględnionej w składniku stałym, o którym mowa w ust. 1, zgodnie z art. 45 ust. 5 ustawy.
3. Składnik stały stawki sieciowej, o którym mowa w § 18 ust. 2 pkt 1, dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych kalkuluje się według wzoru:
SSVn = ---------
SSVn - składnik stały stawki sieciowej [w zł za MW];
KSVn - sumę kosztów stałych, o których mowa w ust. 1;
PVn - sumę mocy umownych pobieranych przez odbiorców, w tym innych operatorów z sieci o poziomie napięcia znamionowego Vn.
4. Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym mowa w § 18 ust. 2 pkt 2, dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych kalkuluje się według wzoru:
SZVn = ----------
SZVn - składnik zmienny stawki sieciowej [w zł za MWh];
KZVn - sumę kosztów zmiennych, o których mowa w ust. 2;
EVn - sumę energii elektrycznej pobranej z sieci o poziomie napięcia znamionowego Vn przez odbiorców przyłączonych na tym poziomie napięć znamionowych, w tym operatorów, oraz przesłanej do sieci innych poziomów napięć znamionowych.
§ 20. 1. Składnik jakościowy stawki systemowej, o którym mowa w § 17 ust. 2 pkt 1, kalkuluje się według wzoru:
SoSJ = ---------
SoSJ - składnik jakościowy stawki systemowej [w zł za MWh];
KSJ - koszty utrzymania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej;
ES - ilość energii elektrycznej pobieraną przez odbiorców z sieci krajowego systemu elektroenergetycznego [w MWh].
2. Koszty utrzymania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1, obejmują koszty:
1) zakupionych, przez operatora systemu przesyłowego, niezbędnych rezerw mocy i usług systemowych, na podstawie cen ustalonych w taryfach lub w warunkach konkurencji, o których mowa w art. 49 ustawy, albo cen negocjowanych;
2) zakupionej, przez operatora systemu przesyłowego, niezbędnej ilości energii elektrycznej wytwarzanej w celu zapewnienia odpowiedniej jakości dostaw tej energii, określonych jako różnica między płatnościami za energię elektryczną a przychodami ze sprzedaży tej energii na rynku bilansującym.
3. Składnik rekompensujący stawki systemowej, o którym mowa w § 17 ust. 2 pkt 2, kalkuluje się według wzoru:
SoSS = ---------
SoSS - składnik rekompensujący stawki systemowej [w zł za MWh];
KSS - koszty wynikające z rozliczeń za energię elektryczną wytworzoną w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, planowaną do zakupu w ilości wynikającej z obowiązku określonego w przepisach wydanych na podstawie art. 9a ust. 4 ustawy, kalkulowane w sposób określony w ust. 4 [w zł];
4. Koszty oznaczone symbolem "KSS", o których mowa w ust. 3, kalkuluje się według wzoru:
KSS = S ORei
KSS - koszty wynikające z rozliczeń za energię elektryczną wytworzoną w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła [w zł];
ORei - roczną, planowaną kwotę opłat rekompensujących, o których mowa w § 31 ust. 1, płaconych, przez operatora systemu przesyłowego, danemu operatorowi systemu dystrybucyjnego za zakupioną energię elektryczną wytwarzaną w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, ustaloną w sposób określony w § 31 ust. 1 [w zł];
n - ilość operatorów systemów dystrybucyjnych kupujących energię wytwarzaną w skojarzeniu.
5. Składnik wyrównawczy stawki systemowej, o którym mowa w § 17 ust. 2 pkt 3, kalkuluje się według wzoru:
SoSW = --------
SoSW - składnik wyrównawczy stawki systemowej [w zł za MWh];
KSW - koszty usług dodatkowych polegających na utrzymywaniu wymaganego stanu krajowego systemu elektroenergetycznego, świadczonych przez zarządcę kontraktów, o którym mowa w § 29, na rzecz operatora systemu przesyłowego poprzez wykonanie postanowień umów sprzedaży mocy i energii elektrycznej umożliwiających realizację przedsięwzięć inwestycyjnych, o których mowa w art. 45 ust. 1a ustawy, zwanych dalej "umowami długoterminowymi", kalkulowane w sposób określony w ust. 6;
ES - ilość energii elektrycznej pobieraną z sieci krajowego systemu elektroenergetycznego przez odbiorców [w MWh].
6. Koszty usług dodatkowych, o których mowa w ust. 5, kalkuluje się jako roczne koszty wynikające z nakładów inwestycyjnych ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne, o których mowa w art. 45 ust. 1a ustawy, określone jako suma różnic między zweryfikowanymi planowanymi płatnościami wynikającymi z umów długoterminowych a planowanymi przychodami ze sprzedaży mocy i energii elektrycznej, obliczane według wzoru:
KSW = (CKD - CTH) x EKD
KSW - koszty usług dodatkowych, o których mowa w ust. 5;
CKD - planowaną średnią cenę zakupu energii elektrycznej, na podstawie umów długoterminowych, przeznaczonej do sprzedaży odbiorcom, dla których stosuje się jeden zestaw cen lub stawek opłat i warunków ich stosowania, przez zarządcę kontraktów, o którym mowa w § 29, podwyższoną o jednostkowe koszty własne obrotu tą energią i koszty ryzyka handlowego zarządcy kontraktów [w zł za MWh]; w kalkulacji ceny zakupu energii elektrycznej nie uwzględnia się planowanych przychodów ze sprzedaży rezerw mocy i usług, uzyskanych od jednostek wytwórczych objętych umowami długoterminowymi;
CTH - planowaną średnią cenę sprzedaży energii elektrycznej określoną na podstawie cen ustalonych w taryfie zarządcy kontraktów, o którym mowa w § 29 [w zł za MWh];
EKD - ilość energii elektrycznej planowaną do sprzedaży odbiorcom, dla których stosuje się jeden zestaw cen lub stawek opłat i warunków ich stosowania, przez zarządcę kontraktów, o którym mowa w § 29 [w MWh].
§ 21. 1. Operator systemu przesyłowego kalkuluje stawkę rozliczeniową, o której mowa w § 17 ust. 1 pkt 3, dla podmiotów zgłaszających grafiki obciążeń, na podstawie kosztów uzasadnionych.
2. Stawkę rozliczeniową kalkuluje się jako iloraz kosztów uzasadnionych budowy i rozwoju systemów bilansowo-rozliczeniowych oraz ich eksploatacji, niezbędnych do realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej zgłoszonych w formie grafików obciążeń, do ilości energii elektrycznej określonej w tych grafikach.
3. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego może kalkulować stawkę rozliczeniową na podstawie kosztów zakupu usług przesyłowych, w części przypadającej na opłatę rozliczeniową oraz własnych kosztów, o których mowa w ust. 2, nieuwzględnionych do kalkulacji składnika stałego stawki sieciowej, wymienionego w § 18 ust. 2 pkt 1.
§ 22. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej może ustalić w taryfie stawki opłat i sposób obliczania opłat pobieranych za usługi lub czynności wykonywane na dodatkowe zlecenie przyłączonego podmiotu.
2. Stawki opłat, o których mowa w ust. 1, kalkuluje się na podstawie kosztów uzasadnionych realizacji usług lub czynności, w sposób eliminujący subsydiowanie skrośne.
3. Opłaty, o których mowa w ust. 1, ustala się za:
2) sprawdzenie prawidłowości wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego;
3) usługi pogotowia technicznego.
§ 23. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną kalkuluje ceny energii elektrycznej na podstawie kosztów uzasadnionych zakupu tej energii oraz własnych kosztów uzasadnionych prowadzonej działalności w zakresie obrotu energią elektryczną.
2. Koszty uzasadnione zakupu energii elektrycznej obejmują koszty zakupionej energii z zachowaniem zasad konkurencji i minimalizacji kosztów jej zakupu oraz kosztów zakupionych usług przesyłowych, jeżeli tak stanowi umowa sprzedaży energii elektrycznej.
3. Własne koszty uzasadnione ustala się na podstawie kosztów prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną, w tym kosztów:
1) obsługi handlowej związanej z obrotem energią elektryczną, z wyłączeniem kosztów przyjętych do kalkulacji stawki opłaty abonamentowej;
2) finansowych.
4. Jednoskładnikową stawkę opłaty za dostarczaną odbiorcy energię elektryczną, o której mowa w § 8 ust. 4, kalkuluje się na podstawie łącznych kosztów zakupu tej energii i świadczenia usługi przesyłowej, w przeliczeniu na jednostkę dostarczonej odbiorcy energii elektrycznej.
§ 24. Stawkę opłaty abonamentowej, o której mowa w § 7 ust. 2 pkt 3 i ust. 3 pkt 2, kalkuluje się na podstawie kosztów uzasadnionych:
1) ponoszonych w związku z odczytywaniem wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych i ich kontrolą;
2) handlowej obsługi odbiorców, polegającej na wystawianiu faktur i ich dostarczaniu.
§ 25. Przy ustalaniu wysokości cen i stawek opłat, o których mowa w § 7, obliczonych w sposób określony w § 14 i 15 oraz § 19-24, dopuszcza się uwzględnienie zysku, którego wysokość wynika z analizy nakładów na przedsięwzięcia inwestycyjne ujęte w planach, o których mowa w § 12 ust. 2, przy zapewnieniu ochrony interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen.
§ 26. 1. W celu określenia dopuszczalnych zmian cen i stawek opłat na dany rok okresu regulacji przedsiębiorstwo energetyczne ustala ceny wskaźnikowe dla poszczególnych rodzajów prowadzonej działalności gospodarczej.
2. Ceny wskaźnikowe, o których mowa w ust. 1, muszą spełniać warunek określony wzorem:
Cwn £ Cwn-1 x [1 + (RPIn-1 - Xn)/100]
Cwn - cenę wskaźnikową dla danego rodzaju działalności gospodarczej w danym roku okresu regulacji;
Cwn-1 - cenę wskaźnikową dla danego rodzaju działalności gospodarczej w roku poprzedzającym dany rok okresu regulacji;
RPIn-1 - średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem, w poprzednim roku kalendarzowym, określony w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej "Monitor Polski" [w %];
Xn - współczynnik korekcyjny, określający projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków prowadzenia przez nie danego rodzaju działalności gospodarczej [w %]. Współczynnik korekcyjny na pierwszy rok okresu regulacji uwzględnia się w cenach i stawkach opłat zawartych w taryfach.
3. Ceny wskaźnikowe, o których mowa w ust. 1, ustala się w zakresie:
1) wytwarzania energii elektrycznej oraz obrotu tą energią, jako średnią cenę sprzedanej energii elektrycznej, stanowiącą iloraz kalkulacyjnych przychodów z jej sprzedaży oraz stawek opłat abonamentowych, wyliczanych według cen i stawek opłat planowanych na dany rok okresu regulacji, przy uwzględnieniu wielkości i struktury sprzedaży przyjętych do kalkulacji taryfy na pierwszy rok okresu regulacji, zwany dalej "okresem bazowym", do ilości sprzedaży tej energii przyjętej do kalkulacji taryfy na okres bazowy;
2) przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, jako średnią cenę dostarczania energii elektrycznej, stanowiącą iloraz kalkulacyjnych przychodów ze sprzedaży usług przesyłowych oraz stawek opłat abonamentowych, wyliczanych na podstawie stawek opłat planowanych w taryfie na dany rok okresu regulacji, przy uwzględnieniu wielkości i struktury sprzedaży tych usług w okresie bazowym, do ilości dostaw energii elektrycznej przyjętej do kalkulacji taryfy na okres bazowy.
4. W przychodach, określonych w ust. 3 pkt 1, nie uwzględnia się bonifikat i upustów oraz przychodów uzyskanych z opłat:
2) za niedotrzymanie warunków umów.
5. W przychodach, określonych w ust. 3 pkt 2, nie uwzględnia się bonifikat i upustów oraz przychodów uzyskanych z opłat:
1) za przyłączenie do sieci;
2) za usługi lub czynności wymienione w § 22 ust. 1;
3) za nielegalny pobór energii elektrycznej.
§ 27. 1. Jeżeli ochrona interesów odbiorców wymaga subsydiowania niektórych grup taryfowych, przedsiębiorstwo energetyczne może ustalić ceny i stawki opłat dla subsydiowanych grup taryfowych, których poziom nie może być wyższy, w stosunku do ostatnio stosowanych cen i stawek opłat, o więcej niż 3 punkty procentowe ponad średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem w poprzednim roku kalendarzowym, określony w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej "Monitor Polski", z zastrzeżeniem ust. 2.
2. Jeżeli wzrost cen i stawek opłat, dla subsydiowanych grup taryfowych, jest skutkiem eliminowania subsydiowania skrośnego pomiędzy poszczególnymi rodzajami działalności gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną w sposób, który powoduje, że dla określonej grupy taryfowej wraz ze wzrostem składnika zmiennego poszczególnych cen i stawek opłat następuje spadek składnika zmiennego innych cen i stawek opłat, wzrost sumy tych składników w taryfie, która będzie stosowana, w stosunku do sumy odpowiednich składników w poprzedniej taryfie nie może być wyższy o więcej niż 3 punkty procentowe ponad średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych określony w komunikacie, o którym mowa w ust. 1.
§ 28. 1. W przypadku nowo tworzonego przedsiębiorstwa energetycznego lub podejmowania przez istniejące przedsiębiorstwo nowego rodzaju działalności gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną, taryfę oraz cenę wskaźnikową ustala się na podstawie planowanych wielkości kosztów, przychodów i sprzedaży, a także na podstawie analiz porównawczych z innymi przedsiębiorstwami energetycznymi.
2. Przedsiębiorstwo energetyczne powstałe w wyniku łączenia z innymi podmiotami lub podziału przedsiębiorstwa energetycznego prowadzącego działalność w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną zachowuje prawo do prowadzenia rozliczeń z odbiorcami na podstawie cen i stawek opłat ustalonych w taryfie przedsiębiorstwa, które uległo podziałowi albo zostało połączone z innymi podmiotami, do dnia wejścia w życie taryfy ustalonej przez to przedsiębiorstwo i zatwierdzonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, jednak nie dłużej niż przez okres 9 miesięcy od dnia rozpoczęcia działalności, na którą uzyskało koncesję.
3. Przedsiębiorstwo, o którym mowa w ust. 2, oblicza ceny wskaźnikowe w sposób określony w § 26.
Szczegółowe zasady rozliczeń w obrocie energią elektryczną
§ 29. Wytwórca będący stroną umowy długoterminowej dokonuje rozliczenia kosztów, o których mowa w art. 45 ust. 1a ustawy, z przedsiębiorstwem energetycznym będącym stroną tej umowy, zwanym dalej "zarządcą kontraktów", zgodnie z postanowieniami umowy długoterminowej.
§ 30. Zarządca kontraktów dokonuje rozliczenia kosztów, o których mowa w § 20 ust. 5, z operatorem systemu przesyłowego, obliczając opłatę według wzoru:
OSW = SoSW x Es
OSW - opłatę za usługi dodatkowe, o których mowa w § 20 ust. 5 [w zł za okres rozliczeniowy];
Es - ilość energii elektrycznej pobieraną przez odbiorców z sieci krajowego systemu elektroenergetycznego [w MWh za okres rozliczeniowy].
§ 31. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne będące jednocześnie operatorem systemu dystrybucyjnego kupując energię elektryczną wytwarzaną w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła po cenach ustalonych w sposób określony w § 15 ust. 1, rozlicza się z operatorem systemu przesyłowego, obliczając opłatę rekompensującą według wzoru:
ORe=(Cs - Cor) x Ews
ORe - opłatę rekompensującą [w zł za miesiąc];
Cs - cenę zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, obliczoną w sposób określony w § 15 ust. 1 [w zł za MWh];
Cor - roczną cenę energii elektrycznej, ustaloną jako iloraz sumy przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej w jednostkach wytwórczych nieobjętych umowami długoterminowymi do ilości energii sprzedanej, a wytworzonej w tych jednostkach, w poprzednim roku kalendarzowym;
Ews - ilość energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, zakupionej w danym okresie rozliczeniowym po cenie oznaczonej symbolem "Cs" [w MWh].
2. Jeżeli energia elektryczna wytwarzana w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła jest sprzedawana na rynku bilansującym, roczną cenę, o której mowa w ust. 1, przyjmuje się w wysokości ceny uzyskanej ze sprzedaży tej energii w danym okresie rozliczeniowym na tym rynku.
§ 32. 1. Rozliczenia, między przedsiębiorstwami energetycznymi za dostarczoną energię elektryczną lub świadczone usługi przesyłowe, są prowadzone na podstawie danych rozliczeniowych dotyczących okresu rozliczeniowego ustalonego w taryfie.
2. Podstawą do rozliczeń, o których mowa w ust. 1, są wskazania liczników, układów pomiarowo-rozliczeniowych, rejestrowane wielkości niemierzalne oraz algorytmy ich przetwarzania na dane rozliczeniowe.
3. Dopuszcza się stosowanie w rozliczeniach wstępnych danych rozliczeniowych lub wielkości zastępczych, obliczonych w sposób określony w taryfie.
§ 33. 1. Opłatę przesyłową dla danego poziomu napięć znamionowych oblicza się według wzoru:
Opoi = SSVn x Pi + SZVn x Epi + koi x SoS x Eoi + Spr x Ezi
Opoi - opłatę przesyłową obliczoną dla danego odbiorcy [w zł za okres rozliczeniowy];
SSVn - składnik stały stawki sieciowej za okres rozliczeniowy [w zł/MW mocy umownej];
Pi - moc umowną określoną dla danego odbiorcy [w MW];
SZVn - składnik zmienny stawki sieciowej [w zł/MWh];
Epi - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci przez danego odbiorcę [w MWh za okres rozliczeniowy];
koi - współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustalonych dla danego odbiorcy w sposób określony w ust. 2;
SoS - stawkę systemową, określoną jako suma składników wymienionych w § 17 ust. 2 [w zł/MWh];
Eoi - ilość energii elektrycznej pobraną z sieci przez odbiorców, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 2, lub ustaloną dla operatorów systemów dystrybucyjnych jako ilość energii oznaczoną symbolem "Eor", o której mowa w ust. 2 pkt 3 [w MWh za okres rozliczeniowy];
Spr - stawkę rozliczeniową [w zł/MWh];
Ezi - ilość energii elektrycznej określoną w zgłoszonych do operatora grafikach obciążeń [w MWh za okres rozliczeniowy]; dla odbiorców niezgłaszających umów sprzedaży energii elektrycznej Ezi = 0.
2. Współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustala się dla:
1) odbiorców, którzy w poprzednim roku kalendarzowym zużyli na własne potrzeby nie mniej niż 500 GWh energii elektrycznej, z wykorzystaniem nie mniej niż 50 % mocy przyłączeniowej, dla których koszt energii elektrycznej stanowi nie mniej niż 20 % kosztów produkcji jako koi = kos = 0,1;
2) odbiorców w krajowym systemie elektroenergetycznym, innych niż odbiorcy, o których mowa w pkt 1, którzy całość kupowanej energii zużywają na własne potrzeby jako koi = kok; współczynnik ten oblicza się według wzoru:
koi = kok = [(Eok + Eos) - kos x Eos] / Eok
Eos, Eok - ilość energii elektrycznej pobraną w poprzednim roku kalendarzowym z sieci krajowego systemu elektroenergetycznego, odpowiednio przez tych odbiorców oraz odbiorców, o których mowa w pkt 1 [w MWh];
3) odbiorców będących operatorami systemów dystrybucyjnych, prowadzących rozliczenia za świadczone usługi przesyłowe z operatorem systemu przesyłowego jako koi = kor; współczynnik ten oblicza się według wzoru:
koi = kor = (kos x Eosr + kok x Eokr)/Eor
kor, kos, kok - współczynniki udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustalane w sposób określony w pkt 1 i 2;
Eosr, Eokr - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci należących do operatora systemu dystrybucyjnego w poprzednim roku kalendarzowym przez odbiorców, o których mowa w pkt 1 i 2, przyłączanych do sieci tego operatora [w MWh];
Eor - ilość energii elektrycznej równą sumie Eosr, Eokr [w MWh].
3. Opłatę przesyłową dla wytwórców energii elektrycznej lub dostawców tej energii przesyłanej z zagranicy oblicza się według wzoru:
Opw = Spr x EZ
Opw - opłatę przesyłową [w zł za okres rozliczeniowy];
EZ - ilość energii elektrycznej określoną w zgłoszonych do operatora grafikach obciążeń [w MWh za okres rozliczeniowy].
4. Opłatę przesyłową dla przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się obrotem energią elektryczną nieprzyłączonych do sieci należących do operatora, do którego zgłaszają grafiki obciążeń, oblicza się według wzoru:
Opn = 0,5 x Spr x (Esn + Ezn)
Opn - opłatę przesyłową [w zł za okres rozliczeniowy];
Esn - ilość energii elektrycznej odbieranej, określoną w zgłoszonych do operatora grafikach obciążeń [w MWh za okres rozliczeniowy];
Ezn - ilość energii elektrycznej dostarczanej, określoną w zgłoszonych do operatora grafikach obciążeń [w MWh za okres rozliczeniowy].
5. Opłatę za usługi przesyłowe świadczone między operatorami systemu dystrybucyjnego, na tym samym poziomie napięć znamionowych, oblicza się według wzoru:
Opovi = S (Ssvn x Pvi + Szvn x Epi + Spr x Ezi)
Opovi - opłatę przesyłową [w zł za okres rozliczeniowy];
Ssvn - składnik stały stawki sieciowej [w zł/MW];
Pvi - moc umowną, określoną dla każdego połączenia sieci na tym samym poziomie napięć znamionowych [w MW];
Epi - ilość energii elektrycznej pobraną przez dane połączenie, określoną jako różnica między energią pobraną i oddaną [w MWh za okres rozliczeniowy];
Ezi - ilość energii elektrycznej określoną w zgłoszonych grafikach obciążeń [w MWh za okres rozliczeniowy].
§ 34. Operator systemu dystrybucyjnego w odrębnej umowie zawartej z innym operatorem może ustalić inny niż określony w § 33 sposób rozliczenia opłaty za świadczone usługi przesyłowe na połączeniach sieci, pod warunkiem równego traktowania podmiotów korzystających z tych sieci.
§ 35. 1. Rozliczeń z odbiorcami za dostarczaną energię elektryczną i świadczone usługi przesyłowe dokonuje się w okresach rozliczeniowych, ustalonych w taryfie.
2. Okres rozliczeniowy nie powinien być dłuższy niż dwa miesiące, a dla odbiorców zaliczanych do V grupy przyłączeniowej nie może być dłuższy niż rok.
4. Jeżeli w wyniku wnoszenia opłat na podstawie prognozowanego zużycia tej energii, o którym mowa w ust. 3, powstanie nadpłata za pobraną energię elektryczną lub niedopłata:
2) niedopłata jest doliczana do pierwszego rachunku, ustalonego dla najbliższego okresu rozliczeniowego.
§ 36. Rozliczenia za dostarczaną energię elektryczną są dokonywane na podstawie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego dla miejsc dostarczania tej energii, określonych w umowie sprzedaży i umowie przesyłowej. Dopuszcza się możliwość prowadzenia łącznych rozliczeń dla więcej niż jednego miejsca dostarczania energii elektrycznej.
§ 37. 1. W przypadku stwierdzenia błędów, w pomiarze lub odczycie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego, które spowodowały zawyżenie należności za pobraną energię elektryczną, przedsiębiorstwo energetyczne dokonuje korekty uprzednio wystawionych rachunków.
§ 38. 1. Podstawą do wyliczenia wielkości korekty rachunków, o których mowa w § 37 ust. 1, jest wielkość błędu wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego.
2. Jeżeli określenie błędu, o którym mowa w ust. 1, nie jest możliwe, podstawę do wyliczenia wielkości korekty stanowi średnia liczba jednostek energii elektrycznej za okres doby, obliczana na podstawie sumy jednostek energii elektrycznej prawidłowo wykazanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy w poprzednim okresie rozliczeniowym, pomnożona przez liczbę dni okresu, którego dotyczy korekta rachunku; w wyliczaniu wielkości korekty należy uwzględnić sezonowość poboru energii elektrycznej oraz inne udokumentowane okoliczności mające wpływ na wielkość poboru tej energii.
§ 39. Nadpłatę wynikającą z wyliczonej korekty, o której mowa w § 37 ust. 1, zalicza się na poczet płatności ustalonych na najbliższy okres rozliczeniowy, o ile odbiorca nie zażąda jej zwrotu.
§ 40. 1. Za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców, określonych w odrębnych przepisach, odbiorcom, na ich wniosek, przysługują bonifikaty i upusty, w wysokości określonej w taryfie lub umowie.
2. Przedsiębiorstwo energetyczne rozpatruje wniosek, o którym mowa w ust. 1, w terminie 30 dni od dnia jego złożenia.
§ 41. 1. Wysokość bonifikaty i upustu za niedotrzymanie poziomu napięcia znamionowego w danym okresie doby, zależnie od wartości odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych, oblicza się:
1) jeżeli wartość odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych nie przekracza 10 %, odbiorcy przysługuje upust w wysokości obliczonej według wzoru:
WUT = (------------)2 x AT x CT
WUT - wysokość upustu dla odbiorcy w danym okresie doby [w zł];
U - wartość odchylenia napięcia znamionowego od dopuszczalnych, określonych w odrębnych przepisach, wartości granicznych [w %];
AT - ilość energii elektrycznej dostarczoną odbiorcy w danym okresie doby [w jednostkach energii];
CT - cenę energii elektrycznej określoną w taryfie dla danego okresu doby, w którym nastąpiło odchylenie napięcia znamionowego [w zł za jednostkę energii];
2) jeżeli wartość odchylenia napięcia znamionowego od dopuszczalnych wartości granicznych przekracza 10 %, odbiorcy przysługuje upust uwzględniający bonifikatę, w łącznej wysokości obliczonej według wzoru:
brT - ustaloną w taryfie bonifikatę za niedotrzymanie poziomu napięcia znamionowego w danym okresie doby [w zł za godzinę];
tT - łączny czas niedotrzymania poziomu napięcia znamionowego w danym okresie doby [w godzinach].
2. Za każdą niedostarczoną jednostkę energii elektrycznej odbiorcy przysługuje bonifikata w wysokości pięciokrotności ceny energii elektrycznej za okres, w którym wystąpiła przerwa w dostarczaniu tej energii; ilość niedostarczonej energii elektrycznej w dniu, w którym miała miejsce przerwa w jej dostarczaniu, ustala się na podstawie poboru tej energii w odpowiednim dniu poprzedniego tygodnia, z uwzględnieniem czasu dopuszczalnych przerw określonych w umowie.
3. W okresie, w którym nie były dotrzymane standardy jakościowe obsługi odbiorców, a układ pomiarowo-rozliczeniowy uniemożliwia określenie ilości energii elektrycznej dostarczonej odbiorcy, ilość tej energii ustala się na podstawie poboru energii elektrycznej w analogicznym okresie rozliczeniowym tego samego dnia tygodnia w poprzednim tygodniu oraz proporcji liczby godzin, w których standardy jakościowe obsługi odbiorców nie zostały dotrzymane, do całkowitej liczby godzin w okresie rozliczeniowym.
§ 42. W przypadku niedotrzymania przez przedsiębiorstwo energetyczne standardów jakościowych obsługi odbiorców, o ile umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa o świadczenie usług przesyłowych nie stanowi inaczej, odbiorcom przysługują opłaty w następującej wysokości:
1) za nieprzyjęcie zgłoszeń lub reklamacji od odbiorcy - opłata w wysokości 15,81 zł;
2) za nieuzasadnioną zwłokę w usuwaniu zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej, spowodowanych nieprawidłową pracą sieci - opłata w wysokości 75,91 zł;
3) za odmowę udzielenia odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie wznowienia dostarczania energii elektrycznej, przerwanego z powodu awarii sieci - opłata w wysokości 7,59 zł;
4) za niepowiadomienie, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, w formie ogłoszeń prasowych, komunikatów radiowych lub telewizyjnych, albo w inny sposób przyjęty na danym terenie, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV - opłata w wysokości 15,18 zł;
5) za niepowiadomienie w formie indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocą innego środka telekomunikacji, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV - opłata w wysokości 151,83 zł;
6) za niepoinformowanie na piśmie, co najmniej z tygodniowym wyprzedzeniem, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV o zamierzonej zmianie nastawień w automatyce zabezpieczeniowej i innych parametrach mających wpływ na współpracę ruchową z siecią - opłata w wysokości 75,91 zł;
7) za niepoinformowanie na piśmie, co najmniej z rocznym wyprzedzeniem, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV, o konieczności dostosowania instalacji do zmienionych warunków zasilania - opłata w wysokości 75,91 zł;
8) za niepoinformowanie na piśmie, co najmniej z trzyletnim wyprzedzeniem, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV o konieczności dostosowania instalacji do zmienionego napięcia znamionowego, podwyższonego poziomu mocy zwarcia i innych warunków funkcjonowania sieci - opłata w wysokości 151,83 zł;
9) za nieuzasadnioną odmowę odpłatnego podjęcia stosownych czynności w sieci, w celu umożliwienia bezpiecznego wykonania przez odbiorcę lub inny podmiot prac w obszarze oddziaływania tej sieci - opłata w wysokości 75,91 zł;
10) za nieudzielenie, na żądanie odbiorcy, informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych taryf - opłata w wysokości 7,59 zł;
11) za przedłużenie czternastodniowego terminu rozpatrzenia wniosku lub reklamacji odbiorcy w sprawie zasad rozliczeń i udzielenia odpowiedzi, za każdy dzień zwłoki - opłata w wysokości 2,28 zł.
§ 43. 1. Jeżeli energia elektryczna jest pobierana bez zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy o świadczeniu usług przesyłowych, przedsiębiorstwo energetyczne może obciążyć podmiot nielegalnie pobierający energię opłatami w wysokości pięciokrotności cen i stawek opłat, określonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której podmiot byłby zakwalifikowany, przyjmując ryczałtowe ilości zużycia energii określone w taryfie i wielkość mocy wynikającą z sumy zainstalowanych odbiorników.
2. Jeżeli energia elektryczna jest pobierana niezgodnie z warunkami określonymi w umowie, przedsiębiorstwo energetyczne może obciążyć odbiorcę opłatami:
1) w przypadku udowodnionego okresu nielegalnego pobierania energii elektrycznej, w wysokości dwukrotności cen i stawek opłat określonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zakwalifikowany odbiorca, przyjmując wielkości pobieranej mocy i zużycia tej energii, jakie wystąpiły w analogicznym okresie przed powstaniem nielegalnego pobierania energii elektrycznej lub po jego ustaniu; opłaty oblicza się dla każdego miesiąca, w którym nastąpiło pobranie energii elektrycznej niezgodnie z umową;
2) w przypadku, gdy nie można ustalić ilości nielegalnie pobranej energii elektrycznej, w wysokości dwukrotności cen i stawek opłat określonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zakwalifikowany odbiorca, przyjmując ryczałtowe wielkości zużycia tej energii, określone w taryfie i wielkość mocy określoną w zawartej z odbiorcą umowie sprzedaży energii elektrycznej lub umowie o świadczenie usług przesyłowych.
4. Ryczałtowe ilości energii, o których mowa w ust. 1 i ust. 2 pkt 2, są określane w taryfach jako ilości maksymalne i przedsiębiorstwo przy ustalaniu opłat może zastosować ilości mniejsze, uwzględniając rzeczywiste możliwości pobierania energii elektrycznej przez danego odbiorcę wynikające z mocy i rodzaju zainstalowanych odbiorników.
1) wymianę uszkodzonego przez odbiorcę licznika lub innego urządzenia pomiarowego albo zniszczenie tego licznika lub urządzenia;
2) sprawdzenie stanu technicznego układu pomiarowo-rozliczeniowego i założenie nowych plomb na zabezpieczeniu głównym, w układzie pomiarowo-rozliczeniowym lub na innym elemencie podlegającym oplombowaniu, w miejsce zerwanych przez odbiorcę plomb lub przez niego uszkodzonych;
4) założenie, w miejsce zerwanej przez odbiorcę plomby na wskaźniku mocy 15-minutowej lub innym urządzeniu związanym z pomiarem tej mocy, lub naruszenie tej plomby.
§ 44. 1. Taryfy przedsiębiorstw energetycznych obowiązujące przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia obowiązują do dnia określonego w decyzjach Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdzających taryfy, z zastrzeżeniem ust. 2.
2. Taryfy operatorów obowiązujące przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia obowiązują do dnia 31 grudnia 2004 r.
3. Do spraw wszczętych, a niezakończonych przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia, dotyczących taryf, stosuje się przepisy niniejszego rozporządzenia.
§ 45. Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie 3 dni od dnia ogłoszenia.2)
2) Niniejsze rozporządzenie było poprzedzone rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 14 grudnia 2000 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z 2001 r. Nr 1, poz. 7), które na podstawie art. 5 ustawy z dnia 24 lipca 2002 r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 135, poz. 1144) utraciło moc z dniem 1 stycznia 2004 r.