Source: http://docplayer.pl/71315698-Tekst-jednolity-dz-u-2013r-nr-2-poz-1200.html
Timestamp: 2018-12-12 12:56:04+00:00
Document Index: 20713568

Matched Legal Cases: ['art. 46', 'art. 45', 'art. 6', 'art. 44', 'art. 44', 'art. 7', 'art. 7', 'art. 45', 'art. 45', 'art. 9', 'art. 9', 'art. 9', 'art. 9', 'art. 9', 'art. 47', 'art. 9', 'art. 9', 'art. 6', 'art. 46']

Tekst jednolity Dz. U. 2013r. Nr 2, poz PDF
Download "Tekst jednolity Dz. U. 2013r. Nr 2, poz. 1200"
1 Tekst jednolity Dz. U. 2013r. Nr 2, poz ROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI 1) z dnia 18 sierpnia 2011 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną Na podstawie art. 46 ust. 3 i 4 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. z 2012 r. poz oraz z 2013 r. poz. 984) zarządza się, co następuje: Rozdział 1 Przepisy ogólne 1. Rozporządzenie określa szczegółowe zasady: 1) kształtowania taryf dla energii elektrycznej; 2) kalkulacji cen i stawek opłat; 3) rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi. 2. Użyte w rozporządzeniu określenia oznaczają: 1) grupa przyłączeniowa grupę podmiotów, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci, sklasyfikowaną w następujący sposób: a) grupa I podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kv, b) grupa II podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym 110 kv, c) grupa III podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv, lecz niższym niż 110 kv, d) grupa IV podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci 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, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci 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, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci poprzez tymczasowe przyłącze, które będzie, na zasadach określonych w umowie, zastąpione przyłączem docelowym, lub podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy niż rok; 1) Minister Gospodarki kieruje działem administracji rządowej gospodarka, na podstawie 1 ust. 2 rozporządzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 18 listopada 2011 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Gospodarki (Dz. U. Nr 248, poz. 1478).
2 2) grupa taryfowa grupę odbiorców kupujących energię elektryczną lub korzystających z usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo usługi kompleksowej, dla których stosuje się jeden zestaw cen lub stawek opłat i warunków ich stosowania; 3) miejsce dostarczania energii elektrycznej punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne dostarcza energię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie do sieci albo w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo w umowie sprzedaży energii elektrycznej, albo w umowie kompleksowej, będący jednocześnie miejscem odbioru tej energii; 4) miejsce przyłączenia punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią; 5) moc przyłączeniowa moc czynną planowaną do pobierania lub wprowadzania do sieci, określoną w umowie o przyłączenie do sieci jako wartość maksymalną wyznaczaną w ciągu każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy w okresach 15-minutowych, służącą do zaprojektowania przyłącza; 6) moc umowna moc czynną pobieraną lub wprowadzaną do sieci, określoną w: a) umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, umowie sprzedaży energii elektrycznej albo umowie kompleksowej jako wartość nie mniejszą niż wyznaczoną jako wartość maksymalną ze średniej wartości mocy w okresie 15 minut, z uwzględnieniem współczynników odzwierciedlających specyfikę układu zasilania odbiorcy, albo b) umowie o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, zawieranej między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającym co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, jako średnią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w sieciowych miejscach dostarczania energii elektrycznej, wyznaczoną na podstawie wskazań układów pomiaroworozliczeniowych, albo c) umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, zawieranej między operatorami systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającymi co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, jako średnią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych w miejscach połączeń sieci operatorów systemów dystrybucyjnych, wyznaczoną na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych; 7) okres regulacji okres, na jaki zostały ustalone wartości współczynników korekcyjnych, o których mowa w 21; 8) przyłącze odcinek lub element sieci służący do połączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, o wymaganej przez niego mocy przyłączeniowej, z pozostałą częścią sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego na rzecz podmiotu przyłączanego usługę przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej; 9) rezerwa mocy możliwą do wykorzystania w danym okresie zdolność jednostek wytwórczych do wytwarzania energii elektrycznej i dostarczania jej do sieci; 10) sieciowe miejsce dostarczania energii elektrycznej miejsce dostarczania energii elektrycznej z sieci przesyłowej operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, z którego jest zasilana sieć dystrybucyjna 110 kv pracująca trwale lub okresowo w układach pierścieniowych; 11) układ pomiarowo-rozliczeniowy liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub pomiarowo-rozliczeniowe, w szczególności: liczniki energii czynnej, liczniki energii biernej oraz przekładniki prądowe i napięciowe, a także układy połączeń między
3 nimi, służące bezpośrednio lub pośrednio do pomiarów energii elektrycznej i rozliczeń za tę energię; 12) usługi systemowe usługi świadczone na rzecz operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego niezbędne do zapewnienia przez tego operatora prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, niezawodności jego pracy i utrzymywania parametrów jakościowych energii elektrycznej. Rozdział 2 Szczegółowe zasady kształtowania taryf 3. Przedsiębiorstwo energetyczne ustala taryfę w sposób zapewniający: 1) pokrycie kosztów uzasadnionych w zakresie określonym w art. 45 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, zwanej dalej ustawą ; 2) eliminowanie subsydiowania skrośnego Taryfa, odpowiednio do zakresu wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, określa: 1) grupy taryfowe i szczegółowe kryteria kwalifikowania odbiorców do tych grup; 2) rodzaje oraz wysokość cen lub stawek opłat dla poszczególnych grup taryfowych, a także warunki ich stosowania; 3) sposób ustalania: a) bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców, b) opłat za: przyłączenie do sieci, usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy, nielegalny pobór energii elektrycznej, ponadumowny pobór energii biernej i przekroczenia mocy umownej, wznowienie dostarczania energii elektrycznej, jeżeli wstrzymanie jej dostarczania nastąpiło z przyczyn, o których mowa w art. 6 ust. 3 i 3a ustawy. 2. Określone w taryfie ceny lub stawki opłat dla poszczególnych grup taryfowych różnicuje się odpowiednio do kosztów uzasadnionych wykonywanej działalności gospodarczej związanej z zaopatrzeniem w energię elektryczną. 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 albo w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo w umowie kompleksowej Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej zawiera w taryfie: 1) ceny energii elektrycznej; 2) stawki opłat za rezerwy mocy; 3) stawki opłat za usługi systemowe; 4) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców; 5) sposób ustalania opłat za nielegalny pobór energii elektrycznej. 2. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania energii elektrycznej zawiera w taryfie: 1) stawki opłat za świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, zwane dalej stawkami opłat przesyłowych ; 2) sposób ustalania opłat za przyłączenie do sieci; 3) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców;
4 4) sposób ustalania opłat za: a) ponadumowny pobór energii biernej, b) przekroczenia mocy umownej, c) nielegalny pobór energii elektrycznej. 3. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej zawiera w taryfie: 1) stawki opłat za przyłączenie do sieci lub sposób ustalania tych opłat; 2) stawki opłat za świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, zwane dalej stawkami opłat dystrybucyjnych ; 3) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców; 4) sposób ustalania opłat za: a) ponadumowny pobór energii biernej, b) przekroczenia mocy umownej, c) usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy, d) nielegalny pobór energii elektrycznej. 4. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną zawiera w taryfie: 1) ceny energii elektrycznej; 2) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców Podział odbiorców na grupy taryfowe jest dokonywany w zależności od poziomu kosztów uzasadnionych, ponoszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne za dostarczanie energii elektrycznej do tych odbiorców, na podstawie następujących kryteriów: 1) poziomu napięcia sieci w miejscu dostarczania energii elektrycznej; 2) wartości mocy umownej; 3) systemu rozliczeń; 4) liczby rozliczeniowych stref czasowych; 5) zużycia energii elektrycznej na potrzeby gospodarstw domowych. 2. Ceny lub stawki opłat, o których mowa w 5, 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. Przedsiębiorstwo energetyczne może utworzyć odrębną grupę taryfową dla odbiorców przyłączonych do sieci, niezależnie od poziomu napięcia znamionowego sieci, których instalacje, za zgodą tego przedsiębiorstwa, nie są wyposażone w układy pomiaroworozliczeniowe, celem zasilania w szczególności silników syren alarmowych, stacji ochrony katodowej gazociągów oraz oświetlania reklam, a także w przypadku krótkotrwałego poboru energii elektrycznej trwającego nie dłużej niż rok Odbiorca, który: 1) pobiera energię elektryczną z kilku miejsc dostarczania energii elektrycznej, położonych w sieci o różnych poziomach napięć jest zaliczany do grup taryfowych oddzielnie w każdym z tych miejsc, 2) pobiera energię elektryczną z kilku miejsc dostarczania energii elektrycznej, położonych w sieci o jednakowych poziomach napięć może być zaliczony do grup taryfowych oddzielnie w każdym z tych miejsc, z zastrzeżeniem pkt 3, 3) pobiera energię elektryczną w celu zasilania jednego zespołu urządzeń z więcej niż jednego miejsca dostarczania energii elektrycznej na tym samym poziomie napięcia wybiera grupę taryfową jednakową dla wszystkich miejsc dostarczania zgodnie z kryteriami podziału odbiorców na grupy taryfowe przyjętymi w danym przedsiębiorstwie energetycznym.
5 2. Odbiorca, który ze względu na przyjęty w przedsiębiorstwie energetycznym podział odbiorców na grupy taryfowe, dokonany na podstawie kryteriów, o których mowa w 6 ust. 1, może być dla danego miejsca dostarczania energii elektrycznej zaliczony do więcej niż jednej grupy taryfowej, wybiera jedną spośród tych grup. 3. Odbiorca, o którym mowa w ust. 2, może wystąpić do przedsiębiorstwa energetycznego o zmianę grupy taryfowej nie częściej niż raz na 12 miesięcy, a w przypadku zmiany stawek opłat w okresie 60 dni od dnia wejścia w życie nowej taryfy. Warunki zmiany grupy taryfowej określa umowa sprzedaży energii elektrycznej albo umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo umowa kompleksowa. Rozdział 3 Szczegółowe zasady kalkulacji cen i stawek opłat 8. Ceny lub stawki opłat zawarte w taryfie kalkuluje się na okres 12 miesięcy kalendarzowych. 9. Koszty uzasadnione uwzględniane w kalkulacji cen lub stawek opłat, o których mowa w 8, dla wykonywanej działalności gospodarczej w zakresie: 1) wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej stanowią planowane, dla danego roku, koszty uzasadnione przedsiębiorstwa energetycznego, uwzględniające uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą; 2) obrotu energią elektryczną stanowią planowane dla danego roku koszty uzasadnione, o których mowa w Koszty, o których mowa w 9, ustala się: 1) zgodnie z art. 44 i 45 ustawy oraz zasadami ewidencji kosztów określonymi w przepisach o rachunkowości; 2) na podstawie planowanych, dla każdego roku okresu regulacji, ilości energii elektrycznej przewidywanych do sprzedaży, wytworzenia, przesłania lub dystrybucji, a także wielkości mocy umownej. 2. Podstawą oceny: 1) kosztów, o których mowa w ust. 1, są porównywalne koszty poniesione przez przedsiębiorstwo energetyczne w roku kalendarzowym poprzedzającym rok ustalania taryfy, określone na podstawie sprawozdań finansowych dla poszczególnych rodzajów wykonywanej działalności gospodarczej, o których mowa w art. 44 ust. 2 ustawy; 2) ilości, o których mowa w ust. 1 pkt 2, są ilości wynikające z poprzednich okresów. 3. Podstawą oceny kosztów, o których mowa w ust. 1, mogą być porównywalne koszty wykonywania działalności gospodarczej w przedsiębiorstwach energetycznych wykonujących tego samego rodzaju działalność gospodarczą o zbliżonych warunkach jej wykonywania Koszty wspólne dla wszystkich lub kilku rodzajów wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej oraz koszty wspólne dla wszystkich lub kilku grup taryfowych dzieli się na poszczególne rodzaje wykonywanej działalności gospodarczej i na poszczególne grupy taryfowe, a także w odniesieniu do poszczególnych rodzajów cen i stawek opłat, zgodnie z przyjętą w przedsiębiorstwie metodą podziału kosztów. Przyjęta metoda podziału kosztów powinna zapewnić podział kosztów odpowiadających zaangażowaniu zasobów przedsiębiorstwa w zaopatrzenie w energię elektryczną odbiorców z poszczególnych grup taryfowych. 2. Metoda podziału kosztów, zasady ewidencji kosztów oraz podział odbiorców na grupy taryfowe nie mogą ulec zmianie w okresie regulacji Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej kalkuluje ustalone w taryfie:
6 1) ceny energii elektrycznej na podstawie sumy jednostkowych kosztów stałych i zmiennych, ustalonych w sposób określony w ust. 3 i 4 [w zł/mwh lub zł/kwh]; 2) stawki opłat za rezerwy mocy na podstawie jednostkowych kosztów stałych ustalonych w sposób określony w ust. 3 [w zł/mw/h lub zł/kw/h]; 3) stawki opłat za usługi systemowe na podstawie kosztów uzasadnionych stałych i zmiennych świadczenia tych usług, wynikających ze zwiększenia kosztów ponad koszty wytwarzania energii elektrycznej, o których mowa w pkt 1 i Stawki opłat, o których mowa w ust. 1 pkt 3, mogą być kalkulowane z podziałem na: 1) składnik stały za utrzymanie gotowości do świadczenia poszczególnych rodzajów usług systemowych, wyrażony w zł/h lub zł/miesiąc, lub w zł/mw/h, lub zł/kw/h, lub zł/mw/miesiąc, lub zł/kw/miesiąc; 2) składnik zmienny za świadczenie usług systemowych, wyrażony w zł/mwh lub zł/kwh. 3. Jednostkowe koszty stałe, oznaczone symbolem kjs, oblicza się według wzoru: k js = n K sp Σ P dwi + Σ P dri i = 1 i = 1 n K sp 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], P dwi 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], P dri 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 P dwi, albo dla mocy dyspozycyjnej, oznaczonej symbolem P dri, w każdym roku okresu regulacji. 4. Jednostkowe koszty zmienne [w zł/mwh lub zł/kwh], oznaczone symbolem kjz, oblicza się według wzoru: K zp + K ze + K zw k jz = E jw K zp 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], K ze 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], K zw pozostałe koszty zmienne, planowane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek w każdym roku okresu regulacji [w zł], E jw ilość energii elektrycznej, planowaną do sprzedaży, wytworzoną przez jednostkę wytwórczą lub grupę takich jednostek, w każdym roku okresu regulacji [w MWh lub kwh].
7 Opłaty za przyłączenie do sieci ustala się dla podmiotów zaliczanych do grupy przyłączeniowej: 1) 2) 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; 2) IV i V oraz VI przyłączanych do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kv, z wyłączeniem przyłączenia źródeł i sieci na podstawie stawek opłat kalkulowanych na zasadach określonych w art. 7 ust. 8 pkt 2 ustawy oraz w zależności od rodzaju stawki odpowiednio do wielkości mocy przyłączeniowej, długości odcinka sieci służącego do przyłączenia lub rodzaju tego odcinka (napowietrzne lub kablowe). 2. Stawki opłat, o których mowa w ust. 1 pkt 2, dla przyłącza kablowego uwzględniają koszty zakupu i montażu: 1) złącza kablowego wraz z jego obudową i wyposażeniem; 2) układu pomiarowo-rozliczeniowego i zabezpieczenia przedlicznikowego wraz z ich obudową i wyposażeniem do ich montażu. 3. W zależności od przyjętego rozwiązania technicznego przez obudowę, o której mowa w ust. 2, rozumie się szafkę złączowo-pomiarową zintegrowaną lub modułową wspólną dla złącza i układu pomiarowo-rozliczeniowego lub odpowiadające jej funkcjonalnie oddzielne szafki złączowe i pomiarowe lub szafki pomiarowe. 4. Przepisu ust. 2 pkt 2 nie stosuje się do przyłączy kablowych w budynkach wielolokalowych oraz innych zespołach obiektów, w których lokalizacja układów pomiaroworozliczeniowych nie pokrywa się z lokalizacją złączy kablowych. 5. W nakładach, o których mowa w art. 7 ust. 8 ustawy, uwzględnia się wydatki ponoszone na wykonanie prac projektowych i geodezyjnych, uzgadnianie dokumentacji, uzyskanie pozwoleń na budowę, zakup materiałów do budowy odcinków sieci służących do przyłączenia podmiotów do sieci z uwzględnieniem długości tych odcinków, roboty budowlano-montażowe wraz z nadzorem, wykonanie niezbędnych prób, koszty sporządzenia ekspertyzy wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny, a także koszty uzyskania praw do nieruchomości oraz zajęcia terenu, niezbędne do budowy lub eksploatacji urządzeń. 6. 3) Przyłączany podmiot może wybrać rodzaj przyłącza kablowe lub napowietrzne, o ile wykonanie takiego przyłącza jest możliwe ze względów technicznych. 7. W przypadku obiektów wymagających wielostronnego układu zasilania, z wyjątkiem zasilania rezerwowego, opłatę za przyłączenie ustala się w sposób określony w ust W przypadku zasilania rezerwowego opłatę za przyłączenie ustala się na podstawie rzeczywistych nakładów. 8. Za zwiększenie mocy przyłączeniowej, dokonywanej na wniosek danego podmiotu zakwalifikowanego do: 1) grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1 pkt 1 pobiera się opłatę ustalaną stosownie do ust. 1 pkt 1; 2) grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1 pkt 2 pobiera się opłatę stanowiącą iloczyn stawki opłaty ustalonej w taryfie i przyrostu mocy przyłączeniowej. 2) W brzmieniu ustalonym przez 1 pkt 1 lit. a rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 27 kwietnia 2012 r. zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. poz. 535), które weszło w życie z dniem 1 czerwca 2012 r. 3) W brzmieniu ustalonym przez 1 pkt 1 lit. b rozporządzenia, o którym mowa w odnośniku 2.
8 9. Za wymianę lub przebudowę przyłącza bez zwiększenia mocy przyłączeniowej, dokonywaną na wniosek przyłączonego podmiotu, opłatę ustala się na podstawie rzeczywistych nakładów z tym związanych. 10. Za wymianę lub przebudowę przyłącza związaną ze zwiększeniem mocy przyłączeniowej, dokonywaną na wniosek przyłączonego podmiotu zakwalifikowanego do: 1) grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1 pkt 1 pobiera się opłatę stanowiącą sumę rzeczywistych nakładów poniesionych na wymianę lub przebudowę przyłącza ustalonych dla dotychczasowej wielkości mocy przyłączeniowej oraz opłaty za przyrost mocy przyłączeniowej stosownie do ust. 1 pkt 1; 2) grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1 pkt 2 pobiera się opłatę obliczoną jako sumę rzeczywistych nakładów poniesionych na wymianę lub przebudowę przyłącza ustalonych dla dotychczasowej wielkości mocy przyłączeniowej i opłaty za przyrost mocy wynikającej z iloczynu stawki opłaty ustalonej w taryfie, zależnej od rodzaju przyłącza (napowietrzne lub kablowe) i przyrostu mocy przyłączeniowej Stawki opłat przesyłowych kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające z: 1) przesyłania energii elektrycznej; 2) korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego; 3) prowadzenia rozliczeń z tytułu wymiany energii elektrycznej między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi państw niebędących członkami Unii Europejskiej. 2. Stawki opłat przesyłowych: 1) o których mowa w ust. 1 pkt 2, zwane dalej stawkami jakościowymi, 2) o których mowa w ust. 1 pkt 3, zwane dalej stawkami rynkowymi kalkuluje się jako jednoskładnikowe. 3. Stawki opłat dystrybucyjnych kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające z: 1) dystrybucji energii elektrycznej; 2) korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego; 3) odczytywania wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych i ich bieżącej kontroli. 4. Stawki opłat dystrybucyjnych, o których mowa w ust. 3 pkt 2, kalkuluje się jako jednoskładnikowe, na podstawie kosztów zakupu usług przesyłania energii elektrycznej od operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego w części dotyczącej korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego. 5. Stawki opłat dystrybucyjnych, o których mowa w ust. 3 pkt 3, zwane dalej stawkami abonamentowymi, kalkuluje się jako jednoskładnikowe. 6. Stawki abonamentowe są różnicowane ze względu na długość okresu rozliczeniowego. 7. Stawki opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i ust. 3 pkt 1, zwane dalej stawkami sieciowymi, kalkuluje się jako dwuskładnikowe z podziałem na składnik: 1) stały stawki sieciowej obliczany na jednostkę mocy umownej, a dla odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwie domowym obliczany w odniesieniu do układu pomiarowo-rozliczeniowego; 2) zmienny stawki sieciowej obliczany na jednostkę energii elektrycznej pobieranej z sieci w miejscu jej dostarczania. 8. W przypadku operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, posiadającego co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, w odniesieniu do tych miejsc, jako energię elektryczną pobraną, o której mowa w ust. 7 pkt 2, przyjmowaną do kalkulacji i prowadzenia rozliczeń w zakresie składnika zmiennego stawki sieciowej za świadczone usługi przesyłania energii elektrycznej,
9 przyjmuje się nadwyżkę wynikającą z różnicy między ilością energii elektrycznej pobranej a ilością energii elektrycznej oddanej przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, w danym miejscu jej dostarczania Stawki opłat przesyłowych, o których mowa w 14 ust. 1 pkt 1, kalkuluje się dla sieci przesyłowych elektroenergetycznych. 2. Stawki opłat dystrybucyjnych, o których mowa w 14 ust. 3 pkt 1, kalkuluje się z uwzględnieniem podziału sieci na poziomy napięć znamionowych: 1) wysokich obejmujących napięcie znamionowe 110 kv; 2) średnich obejmujących napięcie znamionowe wyższe niż 1 kv i niższe niż 110 kv; 3) niskich obejmujących napięcie znamionowe nie wyższe niż 1 kv. 3. 4) Stawki sieciowe kalkuluje się dla danej grupy taryfowej na podstawie kosztów uzasadnionych, z uwzględnieniem uzasadnionego zwrotu z kapitału, zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej Składnik stały stawki sieciowej, o którym mowa w 14 ust. 7 pkt 1, kalkuluje się na podstawie planowanych do poniesienia kosztów stałych z uwzględnieniem udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczone usługi przesyłania lub dystrybucji, o których mowa w art. 45 ust. 5 ustawy. 2. Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym mowa w 14 ust. 7 pkt 2, kalkuluje się na podstawie planowanych 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 lub przesłanej, lub dystrybuowanej do sieci innych poziomów napięć znamionowych; 2) zmiennych za przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej sieciami innych poziomów napięć znamionowych i sieciami należącymi do innych operatorów lub innych przedsiębiorstw energetycznych; 3) stałych za przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej w części nieuwzględnionej w składniku stałym, o którym mowa w 14 ust. 7 pkt 1, stosownie do art. 45 ust. 5 ustawy. 3. Składnik stały stawki sieciowej, o którym mowa w 14 ust. 7 pkt 1, oznaczony symbolem S SVn, kalkuluje się według wzoru: 1) dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, zaliczonych do danej grupy taryfowej [w zł/mw lub zł/kw]: S SVn = K SVn P Vn K SVn 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, P Vn 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; 4) W brzmieniu ustalonym przez 1 pkt 2 rozporządzenia, o którym mowa w odnośniku 2.
10 2) dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwie domowym [w zł/miesiąc]: S SVn = K SVn n G K SVn 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, n G liczbę układów pomiarowo-rozliczeniowych w gospodarstwach domowych. 4. Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym mowa w 14 ust. 7 pkt 2, dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, zaliczonych do danej grupy taryfowej, oznaczony symbolem S ZVn [w zł/mwh lub zł/kwh], kalkuluje się według wzoru: S ZVn = K ZVn E Vn K ZVn 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, E Vn 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 Moc umowna jest zamawiana dla miejsc dostarczania przez odbiorców, w tym przez operatorów systemów dystrybucyjnych, korzystających z usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub z usługi kompleksowej w przedsiębiorstwach energetycznych świadczących te usługi, z zastrzeżeniem ust. 7 i Jeżeli umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa nie stanowią inaczej, moc umowna może być zamawiana łącznie dla dwóch lub więcej miejsc dostarczania. 7. Wartość mocy umownej dla operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, przyjmowaną do kalkulacji składnika stałego stawki sieciowej w taryfie operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego i stosowaną w rozliczeniach zgodnie z 24, dla tych miejsc dostarczania energii elektrycznej, wyznacza się dla każdego roku okresu regulacji jako średnią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w sieciowych miejscach dostarczania energii elektrycznej, w sposób określony w ust. 9.
11 8. Wartość mocy umownej przyjmowaną do kalkulacji składnika stałego stawki sieciowej w taryfie operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego i stosowaną w rozliczeniach zgodnie z 27 ust. 1, za świadczone usługi dystrybucji, między operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy posiada co najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania połączone siecią tego operatora, wyznacza się dla każdego roku okresu regulacji jako średnią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w miejscach połączeń sieci operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, wyznaczoną na podstawie wskazań układów pomiaroworozliczeniowych. 9. Wartości maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych, o których mowa w ust. 7 i 8, wyznacza się na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych, przez wyznaczenie średniej arytmetycznej z pięciu pomiarów wybranych z siedmiu pomiarów maksymalnego poboru mocy średniogodzinnej i po odrzuceniu dwóch pomiarów maksymalnych, dokonanych w okresie od dnia 1 lipca roku n-2 do dnia 30 czerwca roku n- 1, gdzie n jest rokiem obowiązywania taryfy, przy zachowaniu co najmniej 240 godzin przerw między poszczególnymi pomiarami. 10. Jeżeli nie można uzyskać wartości niezbędnych do wyznaczenia mocy umownej zgodnie z ust. 9, strony umowy ustalą jej wartość w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, uwzględniając parametry techniczne i układ pracy sieci w miejscach świadczenia tych usług Stawki jakościowe, oznaczone symbolem S osj [w zł/mwh lub zł/kwh], kalkuluje się według wzoru: S osj = K SJ E SJ K SJ koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej planowane do poniesienia w każdym roku okresu regulacji, E SJ ilość energii elektrycznej planowaną do zużycia przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego [w MWh lub kwh]. 2. Koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1, obejmują koszty planowanych do zakupu przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego niezbędnych: 1) rezerw mocy i usług systemowych, w wysokości kosztów ich zakupu; 2) ilości energii elektrycznej wytwarzanej w celu zapewnienia odpowiedniej jakości dostaw tej energii, określone jako różnica w wysokości między płatnościami za energię elektryczną a przychodami ze sprzedaży tej energii w ramach bilansowania systemu 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 , str. 15) w części dotyczącej wymiany energii elektrycznej między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami
12 elektroenergetycznymi tych państw, których operatorzy systemów przesyłowych elektroenergetycznych nie są objęci tymi rekompensatami. 2. Stawkę rynkową, o której mowa w ust. 1, oznaczoną symbolem S r [w zł/mwh lub zł/kwh], kalkuluje się według wzoru: K r S r = K r koszty uzasadnione, o których mowa w ust. 1, E zk ilość energii elektrycznej planowanej do wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi państw, których operatorzy systemów przesyłowych elektroenergetycznych nie są objęci rekompensatami Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją energii elektrycznej wykonuje na dodatkowe zlecenie odbiorcy następujące usługi: 1) przerwanie i wznowienie dostarczania energii elektrycznej; 2) sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego; 3) laboratoryjne sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiaroworozliczeniowego; 4) wykonanie dodatkowej ekspertyzy badanego wcześniej układu pomiaroworozliczeniowego; 5) przeniesienie licznika lub licznika i urządzenia (zegara) sterującego (dla liczników strefowych) w inne, uprzednio przygotowane i odpowiednio wyposażone miejsce w obrębie tego samego obiektu; 6) nadzór nad wykonawcami niezależnymi od przedsiębiorstwa energetycznego, wykonującymi prace w pobliżu lub na urządzeniach elektroenergetycznych będących własnością danego przedsiębiorstwa energetycznego; 7) wyłączenie napięcia, przygotowanie miejsca pracy dla wykonawców, o których mowa w pkt 6, oraz likwidację miejsca pracy wraz z ponownym załączeniem urządzeń do sieci danego przedsiębiorstwa energetycznego; 8) założenie plomb na urządzeniach podlegających oplombowaniu, w szczególności po naprawie, remoncie i konserwacji instalacji; 9) montaż i demontaż urządzenia kontrolno-pomiarowego, instalowanego w celu sprawdzania dotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej dostarczanej z sieci. 2. Zawarte w taryfie opłaty za usługi, o których mowa w ust. 1, kalkuluje się na podstawie planowanych do poniesienia kosztów realizacji tych usług Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną kalkuluje ceny energii elektrycznej na podstawie planowanych kosztów uzasadnionych zakupu tej energii oraz kosztów uzasadnionych wykonywanej działalności gospodarczej 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 koszty: 1) poniesionej opłaty zastępczej, o której mowa w: a) art. 9a ust. 1 pkt 2 ustawy, b) art. 9a ust. 8 pkt 2 ustawy; 2) zakupu energii elektrycznej, do którego przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane, stosownie do art. 9a ust. 6 ustawy; 3) uzyskania i umorzenia świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1 i art. 9l ust. 1 ustawy. E zk
13 3. Koszty uzasadnione wykonywania działalności gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną, o których mowa w ust. 1, ustala się na podstawie kosztów: 1) obsługi handlowej związanej z obrotem energią elektryczną; 2) wspólnych wykonywania działalności gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną, o których mowa w 11 ust ) W celu określenia stopnia poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego w okresie regulacji ustala się na poszczególne lata współczynniki korekcyjne, oznaczone symbolem X, w taki sposób, aby spełniony był warunek określony wzorem: K Wn K Wn 1 [1 + (RPI X n )/100] K Wn, KW n-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, X n 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 %]. 2. W celu określenia dopuszczalnych zmian cen lub stawek opłat na dany rok okresu regulacji, będących wynikiem zmiany warunków zewnętrznych funkcjonowania przedsiębiorstwa lub poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa, ustala się, dla poszczególnych rodzajów wykonywanej działalności gospodarczej, współczynniki korekcyjne, oznaczone symbolem Y, w taki sposób, aby spełniony był warunek określony wzorem: C Wn C Wn 1 [1 + Y n /100] C Wn, C Wn-1 ceny wskaźnikowe dla danego rodzaju działalności gospodarczej, wyznaczone w sposób określony w ust. 3, Y n 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. 5) Ze zmianami wprowadzonymi przez 1 pkt 3 rozporządzenia, o którym mowa w odnośniku 2.
14 3. Ceny wskaźnikowe, o których mowa w ust. 2, ustala się w zakresie: 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; 3) usług kompleksowych jako średnią cenę sprzedanej energii elektrycznej, obliczoną w sposób określony w pkt 1, i średnią cenę usług dystrybucyjnych, obliczoną w sposób określony w pkt W przypadku udokumentowanej zmiany zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, odnoszącej się do wybranych cen lub stawek opłat określonych w taryfie, współczynnik, o którym mowa w ust. 2, może mieć zastosowanie wyłącznie do tych cen lub stawek opłat. 5. W przypadku, o którym mowa w ust. 4, w sposobie ustalania cen wskaźnikowych, o którym mowa w ust. 3, uwzględnia się wyłącznie ceny lub stawki opłat określone w taryfie Przychód pokrywający koszty uzasadnione wraz z uzasadnionym zwrotem z zaangażowanego kapitału, ustalany dla każdego roku okresu regulacji, uwzględnia przychody uzyskane z: 1) cen i stawek opłat; 2) opłat za ponad umowny pobór energii biernej i przekroczenia mocy umownej; 3) opłat za usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy; 4) wykonywania umowy, o której mowa w art. 9h ust. 3 pkt 2 ustawy, a także wykonywania czynności wynikających z decyzji, o której mowa w art. 9h ust. 9 ustawy; 5) przekazywania danych pomiarowych innym przedsiębiorstwom energetycznym, w szczególności na potrzeby rozliczeń na rynku bilansującym oraz realizacji procedury zmiany sprzedawcy. 2. W przychodzie, o którym mowa w ust. 1 pkt 4 i 5, uwzględnia się wielkość uzyskanych przychodów do poziomu kosztów ponoszonych na świadczenie czynności, o których mowa w ust. 1 pkt 4 i W przychodzie, o którym mowa w ust. 1, nie uwzględnia się bonifikat oraz przychodów uzyskanych z opłat: 1) za nielegalny pobór energii elektrycznej; 2) z tytułu czynności dotyczących wznowienia dostaw energii elektrycznej, jeżeli wstrzymanie jej dostarczania nastąpiło z przyczyn, o których mowa w art. 6 ust. 3 lub 3a ustawy.
15 Rozdział 4 Szczegółowe zasady rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi Rozliczenia z odbiorcami i między przedsiębiorstwami energetycznymi za dostarczoną energię elektryczną lub świadczone usługi przesyłania lub dystrybucji tej energii prowadzi się na podstawie danych rozliczeniowych dotyczących okresu rozliczeniowego ustalonego w taryfie. 2. Podstawą do rozliczeń, o których mowa w ust. 1, są wskazania układów pomiaroworozliczeniowych, rejestrowane wielkości niemierzalne oraz algorytmy ich przetwarzania na dane rozliczeniowe ) Opłatę za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej dla danego poziomu napięć znamionowych w okresie rozliczeniowym, z zastrzeżeniem 26 i 27, oblicza się według wzoru: R O poi = S SVn P i + Σ S ZVnm E oim + k os S osj E os + k ok S osj E ok + S r E wp + O ab m=1 O poi 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], S SVn 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], P i 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], S ZVnm składnik zmienny stawki sieciowej dla danej rozliczeniowej strefy czasowej (strefa czasowa m) [w zł/mwh lub zł/kwh], R liczbę rozliczeniowych stref czasowych, E oim 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], k os współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony w 25 ust. 2 pkt 1, S osj stawkę jakościową [w zł/mwh lub zł/kwh], E os ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego, o których mowa w 25 ust. 2 pkt 1 [w MWh], 6) W brzmieniu ustalonym przez 1 pkt 4 rozporządzenia, o którym mowa w odnośniku 2.
16 k ok współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony w 25 ust. 2 pkt 2, E ok ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego, o których mowa w 25 ust. 2 pkt 2 [w MWh], S r stawkę rynkową [w zł/mwh], E wp 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], O ab opłatę abonamentową uwzględniającą długość okresu rozliczeniowego oraz stawkę abonamentową [w zł]. 2. Jako ilość energii, oznaczonej symbolem Eoi, o którym mowa w ust. 1, pobraną 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 przyjmuje się ilość energii elektrycznej wyznaczonej w sposób, o którym mowa w 14 ust Ilości energii, oznaczonej symbolami Eos i Eok, o których mowa w 24 ust. 1, zużytej przez odbiorców końcowych, oblicza się dla: 1) wytwórcy przyłączonego do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej, sprzedającego energię elektryczną przynajmniej jednemu odbiorcy końcowemu lub przedsiębiorstwu energetycznemu świadczącemu usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącemu operatorem, przyłączonym do urządzeń, instalacji lub sieci tego wytwórcy jako sumę energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych, którzy są przyłączeni do urządzeń, instalacji lub sieci tego wytwórcy i do sieci tego przedsiębiorstwa; 2) operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego nieposiadającego miejsc dostarczania energii elektrycznej z sieci przesyłowej jako sumę energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci tego operatora, energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstw energetycznych świadczących usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędących operatorami, przyłączonymi do sieci tego operatora i energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci tego operatora, ilości energii elektrycznej obliczonej dla operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, przyłączonych do sieci tego operatora oraz ilości energii elektrycznej, z uwzględnieniem ust. 6; 3) operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego miejsca dostarczania energii elektrycznej z sieci przesyłowej jako sumę energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci tego operatora, energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstw energetycznych świadczących usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędących operatorami, przyłączonymi do sieci tego operatora i energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci tego operatora, ilości energii elektrycznej obliczonej dla operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, przyłączonych do sieci tego operatora oraz ilości energii elektrycznej, z uwzględnieniem ust. 6; 4) przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem jako sumę energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego przyłączonych do sieci tego przedsiębiorstwa, energii
17 elektrycznej obliczonej dla wytwórców, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci tego przedsiębiorstwa oraz ilości energii elektrycznej, z uwzględnieniem ust. 6; 5) przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi kompleksowe na rzecz odbiorców końcowych i przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej jako sumę energii elektrycznej zużywanej przez odbiorców końcowych i ilości energii elektrycznej obliczonej dla przedsiębiorstw energetycznych z uwzględnieniem pkt 1 4, dla których przedsiębiorstwo świadczy usługi kompleksowe. 2. Współczynniki oznaczone symbolami k os i,,k ok, o których mowa w 24 ust. 1, ustala się dla odbiorców końcowych: 1) którzy w roku kalendarzowym (n-2), poprzedzającym o rok dany rok kalendarzowy (n), w którym jest stosowana stawka jakościowa, zużyli na własne potrzeby nie mniej niż 400 GWh energii elektrycznej, z wykorzystaniem nie mniej niż 50% mocy umownej, dla których koszt energii elektrycznej obliczonej przy zastosowaniu współczynnika k os = 1 stanowi nie mniej niż 15% wartości produkcji jako k os = 0,1; 2) w krajowym systemie elektroenergetycznym innych niż odbiorcy, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci, w której usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej świadczy operator lub przedsiębiorstwo energetyczne niebędące operatorem, którzy całość kupowanej energii zużywają na własne potrzeby jako k ok ; współczynnik ten oblicza się według wzoru: k ok = [(E ok + E os ) k os E os ]/E ok gdzie symbole E os i E ok oznaczają ilość energii elektrycznej planowaną do zużycia w każdym roku okresu regulacji przez odbiorców, o których mowa w pkt 1, lub odbiorców końcowych innych niż odbiorcy, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci, w której usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej świadczy operator lub przedsiębiorstwo energetyczne niebędące operatorem, którzy całość kupowanej energii zużywają na własne potrzeby [w MW lub kwh]. 3. Wytwórca przyłączony do sieci operatora systemu elektroenergetycznego lub do sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem, sprzedający energię elektryczną przynajmniej jednemu odbiorcy końcowemu lub przedsiębiorstwu świadczącemu usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącemu operatorem przyłączonym do urządzeń, instalacji lub sieci tego wytwórcy, pobiera od odbiorcy lub przedsiębiorstwa energetycznego opłatę wynikającą ze stawki jakościowej, z zastrzeżeniem ust. 4, obliczoną według wzoru: O os = k os S osj E os + k ok S osj E okw O os opłatę wynikającą ze stawki jakościowej, k os współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony w ust. 2 pkt 1, S osj stawkę jakościową [w zł/mwh lub w zł/kwh], E os ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego, o których mowa w ust. 2 pkt 1 [w MWh lub kwh],
Rozporządzenie. Ministra Gospodarki 1) z dnia r.
Rozporządzenie Ministra Gospodarki 1) z dnia...2010 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną Na podstawie art. 46 ust. 3 i 4 ustawy
Mirowski i Spółka KAMIR Spółka jawna z siedzibą w Łodzi TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ
Mirowski i Spółka KAMIR Spółka jawna z siedzibą w Łodzi TARYFA DLA ENERGII ELEKTRYCZNEJ ŁÓDŹ 2011 Spis treści: 1. INFORMACJE OGÓLNE 2. DEFINICJE 3. ZASADY ROZLICZEŃ ZA ŚWIADCZONE USŁUGI DYSTRYBUCJI 3.1.