Dziennik Ustaw - rok 2001 nr 1 poz. 7

Na podstawie art. 46 ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 54, poz. 348 i Nr 158, poz. 1042, z 1998 r. Nr 94, poz. 594, Nr 106, poz. 668 i Nr 162, poz. 1126, z 1999 r. Nr 88, poz. 980, Nr 91, poz. 1042 i Nr 110, poz. 1255 oraz z 2000 r. Nr 43, poz. 489, Nr 48, poz. 555 i Nr 103, poz. 1099) zarządza się, co następuje:

1) kszłałtowania i kalkulacji taryf przez przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, przesyłania i dystrybucji lub obrotu energią elektryczną,

2) rozliczeń w obrocie energią elektryczną między przedsiębiorstwem energetycznym i odbiorcami energii elektrycznej.

1) ustawie – należy przez to rozumieć ustawę z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne,

2) operatorze – należy przez to rozumieć operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu rozdzielczego,

3) operatorze systemu przesyłowego – należy przez to rozumieć przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej na obszarze całego kraju, za pomocą sieci przesyłowej,

4) operatorze systemu rozdzielczego – należy przez to rozumieć przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej na określonym w koncesji obszarze kraju, za pomocą sieci rozdzielczej,

5) grupie przyłączeniowej – należy przez to rozumieć grupę podmiotów przyłączanych do sieci, sklasyfikowaną w następujący sposób:

a) grupa l – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci przesyłowej,

b) grupa II – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym 110 kV, oraz podmioty przyłączane do sieci rozdzielczej, które wymagają dostaw energii elektrycznej o parametrach innych niż standardowe, albo podmioty posiadające jednostki wytwórcze współpracujące z taką siecią,

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,

6) miejscu dostarczania – należy przez to rozumieć punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne jest zobowiązane dostarczać energię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie, w umowie o świadczenie usług przesyłowych albo w umowie sprzedaży energii elektrycznej,

7) sieci przesyłowej – należy przez to rozumieć sieć służącą do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kV,

8) sieci rozdzielczej – należy przez to rozumieć sieć służącą do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, o napięciu znamionowym nie wyższym niż 110 kV,

9) systemie elektroenergetycznym – należy przez to rozumieć sieci wraz z przyłączonymi do nich instalacjami służącymi do wytwarzania lub pobierania energii elektrycznej, współpracujące na zasadach określonych w odrębnych przepisach, posiadające zdolność do trwałego utrzymywania określonych parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw energii elektrycznej oraz spełniania wymagań obowiązujących we współpracy z innymi połączonymi systemami,

10) małym systemie wydzielonym – należy przez to rozumieć sieć z przyłączonymi do niej instalacjami do wytwarzania i odbierania energii elektrycznej, w której roczny pobór energii przez odbiorców końcowych nie przekracza 2,5 TWh, a wymiana energii elektrycznej z krajowym systemem elektroenergetycznym nie przekracza 5% całkowitego poboru tej energii, zarządzaną przez jednego operatora,

11) 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 i rozliczeń,

12) jednostce wytwórczej – należy przez to rozumieć wyodrębniony zespół urządzeń należących do przedsiębiorstwa energetycznego, służący do wytwarzania energii elektrycznej, opisany za pomocą danych technicznych i handlowych,

13) mocy przyłączeniowej – należy przez to rozumieć moc czynną planowaną do pobierania lub wprowadzania do sieci, służącą do zaprojektowania przyłączenia, określoną w umowie o przyłączenie jako wartość maksymalna ze średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut,

14) mocy umownej – należy przez to rozumieć moc czynną pobieraną lub wprowadzaną do sieci, określaną w umowie o świadczenie usług przesyłowych lub umowie sprzedaży energii jako wartość maksymalna ze średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut lub, jeżeli urządzenia pomiarowe na to pozwalają, w okresie godziny,

15) rezerwie mocy – należy przez to rozumieć nie wykorzystaną w danym okresie zdolność jednostek wytwórczych do podjęcia wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej do sieci,

16) usługach systemowych – należy przez to rozumieć usługi niezbędne do prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, zapewniające zachowanie określonych wartości parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw energii elektrycznej, świadczone przedsiębiorstwu zajmującemu się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej przez inne podmioty,

17) ofercie bilansującej – należy przez to rozumieć zbiór danych handlowych i technicznych stanowiący ofertę produkcyjno-cenową zwiększenia części przyrostowej lub zmniejszenia części redukcyjnej – produkcji lub poboru energii dla zbioru miejsc dostarczania, dla których sporządza się grafiki obciążeń, składaną operatorowi systemu przesyłowego,

18) uzasadnionych kosztach – należy przez to rozumieć koszty określone na podstawie przepisów ustawy i niniejszego rozporządzenia przy zachowaniu należytej staranności zmierzającej do ochrony interesów odbiorców i minimalizacji kosztów, niezbędne do wykonania zobowiązań wynikających z umowy o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej, umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy o świadczenie usług przesyłowych,

19) 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,

20) odbiorcy końcowym – należy przez to rozumieć odbiorcę, który całość kupowanej energii elektrycznej zużywa na własne potrzeby,

21) autoproducencie – należy przez to rozumieć odbiorcę, który ponad 50% zużywanej na własne potrzeby energii elektrycznej produkuje we własnych źródłach,

22) 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,

23) rynku bilansującym – należy przez to rozumieć część rynku konkurencyjnego, o którym mowa w art. 49 ustawy, na którym dokonywane są przez operatora systemu przesyłowego rozliczenia usług, zapewniające stałe równoważenie bilansu energii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym, ciągłość, niezawodność i jakość dostaw tej energii, realizowane na podstawie zgłoszonych umów sprzedaży energii elektrycznej i ofert bilansujących na każdą godzinę doby,

24) grafiku obciążeń – należy przez to rozumieć zbiór danych określających wielkość poboru lub wprowadzenia energii elektrycznej dla zbioru miejsc dostarczania, dla których sporządza się zbiór takich danych w poszczególnych godzinach,

25) okresie regulacji – należy przez to rozumieć okres obowiązywania współczynników korekcyjnych, o których mowa w § 15 ust. 1 lub w § 26 ust. 2.

1) pokrycie uzasadnionych kosztów, w zakresie określonym w art. 45 ustawy,

2) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen,

3) eliminowanie subsydiowania skrośnego.

1) grupy taryfowe,

2) rodzaje oraz wysokość cen i stawek opłat, a także warunki ich stosowania,

3) bonifikaty i upusty z tytułu niedotrzymania standardów jakościowych obsługi odbiorców, w tym dostaw energii elektrycznej,

4) opłaty za nielegalny pobór energii elektrycznej.

2. Określone w taryfie ceny i stawki opłat różnicuje się dla poszczególnych grup taryfowych, odpowiednio do uzasadnionych kosztów.

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 w umowie o świadczenie usług przesyłowych.

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.

1) ceny energii elektrycznej,

2) stawki opłat za rezerwy mocy,

3) stawki opłat za usługi systemowe,

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:

1) stawki opłat za przyłączenie do sieci,

2) stawki opłat za usługi przesyłowe, zwane dalej „stawkami opłat przesyłowych",

3) stawki opłat abonamentowych,

4) bonifikaty i upusty za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców,

5) opłaty za nielegalny pobór energii elektrycznej.

3. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną ustala w taryfie:

1) ceny energii elektrycznej,

2) stawki opłat abonamentowych,

3) bonifikaty i upusty za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców.

1) poziomu napięcia sieci, z której dostarczana jest 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 „odbiorcami taryfowymi", kupujących rocznie więcej niż 10 MWh energii elektrycznej, kalkuluje się 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 1000 kWh energii elektrycznej, dla których mogą być kalkulowane jednoskładnikowe stawki opłat za dostarczoną energię elektryczną.

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) ze względu na przyjęty w przedsiębiorstwie energetycznym podział odbiorców na grupy taryfowe, dokonany na podstawie kryteriów, o których mowa 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, z zastrzeżeniem ust. 2.

2. Odbiorca, o którym mowa w ust. 1 pkt 2, 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.

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) planowanych rocznych kosztów modernizacji i rozwoju oraz kosztów realizacji inwestycji z zakresu ochrony środowiska i związanych z tym kosztów finansowych.

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, określone 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.

2. Koszty, o których mowa w ust. 1, przedsiębiorstwo energetyczne ustala na podstawie obowiązującego dla przedsiębiorstwa planu inwestycji oraz określonego w tym planie sposobu finansowania i harmonogramu realizacji poszczególnych przedsięwzięć inwestycyjnych w zakresie:

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.

3. Koszty związane z eksploatacją urządzeń i instalacji przekazywanych do eksploatacji w wyniku inwestycji rozwojowych, modernizacyjnych i z zakresu ochrony środowiska, o których mowa w ust. 1 i 2, obejmują w szczególności:

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.

2. 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.

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 uzasadnionych kosztów stałych i zmiennych świadczenia tych usług, wynikających ze zwiększenia kosztów ponad koszty produkcji energii elektrycznej, o których mowa w pkt 1 i 2.

2. 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 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, o których mowa w ust. 1, oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

4. Jednostkowe koszty zmienne, o których mowa w ust. 1, oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

2. Przez pełne skojarzenie, o którym mowa w ust. 1, rozumie się wytwarzanie energii elektrycznej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, ze sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa brutto w energię elektryczną i ciepło łącznie co najmniej 65%, obliczoną jako średnioroczna w danym roku obowiązywania taryfy.

3. Średnią cenę energii elektrycznej wytworzonej w krajowym systemie elektroenergetycznym w jednostkach wytwórczych kondensacyjnych C_k, o której mowa w ust. 1, oblicza się jako iloraz przychodów ze sprzedaży tej energii, rezerw mocy i usług systemowych, z uwzględnieniem opłat wyrównawczych, o których mowa w § 29 ust. 2, oraz ilości sprzedanej energii. Do obliczeń 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 brutto w energię elektryczną i ciepło mniejszą niż 65%, obliczoną jako średnioroczna 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.

6. Cena energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, o której mowa w ust. 1 i 4, może być różnicowana dla okresów doby i roku w zależności od zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną.

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, o których mowa w ust. 1, uwzględnia się wydatki ponoszone na wykonanie prac projektowych i geodezyjnych, uzgodnienia dokumentacji, uzyskania pozwoleń na budowę, na zakup lub budowę elementów odcinków sieci służących do przyłączenia podmiotów z uwzględnieniem długości tych odcinków, na wykonanie robót budowlano-montażowych wraz z nadzorem, na wykonanie niezbędnych prób oraz 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 dostaw energii elektrycznej.

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.

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 110kV,

4) najwyższe – obejmujące napięcia znamionowe wyższe niż 110 kV.

2. Stawki sieciowe kalkuluje się dla sieci poszczególnych poziomów napięć znamionowych, o których mowa w ust. 1, jako stawki dwuskładnikowe z podziałem na składnik:

1) stały stawki sieciowej – obliczany na jednostkę mocy umownej,

2) zmienny stawki sieciowej – obliczany na jednostkę energii elektrycznej pobieranej z sieci w miejscu dostarczania.

3. Stawki sieciowe kalkuluje się na podstawie uzasadnionych kosztów świadczenia usług przesyłowych oraz kosztów zakupionych usług przesyłowych od innych operatorów.

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 uzasadnionych kosztów:

1) zakupu energii elektrycznej w ilości niezbędnej do pokrycia różnicy między ilością energii 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 nie uwzględnionej 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:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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 na rynku konkurencyjnym, o którym 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, 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:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

4. Koszty oznaczone symbolem „K_SS", o których mowa w ust. 3, kalkuluje się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

5. Składnik wyrównawczy stawki systemowej, o którym mowa w § 17 ust. 2 pkt 3, kalkuluje się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

6. Koszty oznaczone symbolem „K_SW", o których mowa w ust. 5, kalkuluje się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_SW – koszty wynikające z nakładów inwestycyjnych, o których mowa w art. 45 ust. 1a ustawy [w zł],

C_wi – cenę energii elektrycznej z danej jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, ustaloną w sposób określony w § 30 [w zł za MWh],

C_or – roczną cenę energii elektrycznej, ustaloną w sposób określony w § 31 ust. 2 [w zł za MWh],

E_wpi – ilość energii elektrycznej planowanej do sprzedaży przez daną jednostkę wytwórczą lub grupę takich jednostek [w MWh],

RUS_i – planowane przychody danej jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek ze sprzedaży rezerw mocy i usług systemowych [w zł],

n – ilość umów długoterminowych,

K_SW1 – część rocznych kosztów, o których mowa w ust. 5, obliczonych dla wytwórców, których umowy długoterminowe nie zostały dostosowane aneksem do realizacji jako umowy finansowe, ustaloną w sposób określony w ust. 7 [w zł],

R_W – saldo rozliczeń kosztów, o których mowa w ust. 5, za poprzedni rok kalendarzowy, oraz do których stosuje się opłaty wyrównawcze, o których mowa w § 29 ust. 2, obejmujące koszty finansowe związane z płynnością rozliczeń [w zł].

7. Koszty oznaczone symbolem „K_SW1", o których mowa w ust. 6, kalkuluje się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

2. Stawkę rozliczeniową kalkuluje się jako iloraz uzasadnionych kosztów budowy i rozwoju oraz eksploatacji systemów bilansowo-rozliczeniowych, niezbędnych do realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej zgłoszonych w formie grafików obciążeń, do ilości energii elektrycznej określonej w tych grafikach.

3. Stawka rozliczeniowa może być kalkulowana przez operatora systemu rozdzielczego.

2. Stawki opłat, o których mowa w ust. 1, kalkuluje się na podstawie uzasadnionych kosztów realizacji usług lub czynności, w sposób eliminujący subsydiowanie skrośne.

3. Opłaty, o których mowa w ust. 1, ustala się za:

1) przerwanie i wznowienie dostarczania energii elektrycznej,

2) sprawdzenie prawidłowości wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego,

3) usługi pogotowia technicznego.

2. Uzasadnione koszty 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. Uzasadnione koszty własne 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. Stawkę jednoskładnikową opłaty za dostarczoną 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.

1) ponoszonych w związku z odczytywaniem wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych i ich kontrolą.

2) handlowej obsługi odbiorców, polegającej na wystawianiu faktur.

2. Ceny wskaźnikowe, o których mowa w ust. 1, muszą spełniać warunek określony wzorem:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

3. Ceny wskaźnikowe, o których mowa w ust. 1, ustala się w zakresie:

1) wytwarzania oraz obrotu energią elektryczną, 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 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, o których mowa w ust. 3 pkt 1, nie uwzględnia się bonifikat i upustów oraz przychodów uzyskanych z opłat:

1) za nielegalny pobór energii elektrycznej,

2) za niedotrzymanie warunków umów.

5. W przychodach, o których mowa 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, o których mowa w § 22 ust. 1.

3) za nielegalny pobór energii elektrycznej.

6. Przedsiębiorstwo energetyczne w okresie regulacji nie może dokonać zmiany podziału odbiorców na grupy taryfowe i metod podziału kosztów wspólnych Dokonanie takich zmian wymaga ustalenia nowego okresu regulacji.

2. Jeżeli wzrost cen i stawek opłat, o których mowa. w ust. 1, 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, to wzrost sumy tych składników w nowej taryfie 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 ogółem w poprzednim roku kalendarzowym.

2. Rozliczenia, o których mowa w ust. 1, dokonuje się po każdym okresie rozliczeniowym, obliczając opłatę za energię elektryczną, która pokrywa koszty wytwarzania tej energii w części uwzględnionej w opłacie przesyłowej, zwaną dalej „opłatą wyrównawczą", jeżeli umowa długoterminowa została dostosowana aneksem do realizacji jako umowa finansowa według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

O_w –opłatę wyrównawczą, wyrażoną w złotych ze okres rozliczeniowy,

O_p – składnik podstawowy opłaty wyrównawczej, obliczony w sposób określony w ust. 3, wyrażony w złotych za okres rozliczeniowy,

O_c – składnik opłaty wyrównawczej, zależny od uzyskanej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ustawy, obliczony w sposób określony w ust. 4, wyrażony w złotych za okres rozliczeniowy,

O_s – składnik opłaty wyrównawczej, zależny od ilości sprzedanej energii elektrycznej, obliczony w sposób określony w ust. 5, wyrażony w złotych za okres rozliczeniowy.

3. Składnik podstawowy opłaty wyrównawczej, oznaczony symbolem „O_p", oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

4. Składnik opłaty wyrównawczej, oznaczony symbolem „O_c", oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

5. Składnik opłaty wyrównawczej, oznaczony symbolem „O_s", oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

6. Współczynnik a_c, o którym mowa w ust. 4, ustala się dla:

1) jednostek wytwórczych kondensacyjnych lub grup takich jednostek; współczynnik ten w 2000 r. wynosi 0,97, a od 2001 r. jego wartość pomniejsza się w każdym kolejnym roku o 0,02,

2) jednostek wytwórczych wytwarzających energię elektryczną w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła; współczynnik ten w 2000 r. wynosi 0,99, a od dnia 1 stycznia 2001 r. jego wartość pomniejsza się w każdym kolejnym roku o 0,01.

7. Współczynnik a_s, o którym mowa w ust. 5, ustala się dla jednostek wytwórczych lub grup takich jednostek i wynosi w 2000 r.:

1) 0,95, jeżeli iloraz C_ws do C_w jest większy niż 0,6,

2) 0,90, jeżeli iloraz C_ws do C_w nie jest większy niż 0,6, a jest większy niż 0,4,

3) 0,85, jeżeli iloraz C_ws do C_w nie jest większy niż 0,4.

8. Wartość współczynnika, o którym mowa w ust. 7, pomniejsza się od dnia 1 stycznia 2001 r. o 0,02 w każdym kolejnym roku.

1) realizacji tej umowy długoterminowej w poprzednich latach,

2) ograniczeń w sieci elektroenergetycznej,

3) jakości dostaw,

4) emisji zanieczyszczeń,

5) harmonogramów planowanych postojów jednostek wytwórczych.

2. Roczną cenę oznaczoną symbolem „C_or", o której mowa w § 20 ust. 4 i 6, ustala się w taryfie na dany rok obowiązywania taryfy jako cenę obliczoną w sposób określony w ust. 1, na podstawie wielkości wykonanych w poprzednim roku kalendarzowym.

3. Cena, o której mowa w ust. 1 i 2, może być ustalana na podstawie średnich cen energii elektrycznej sprzedanej na tej części rynku konkurencyjnego, o którym mowa w art. 49 ustawy, na którym ceny energii elektrycznej ustalane są dla każdej godziny.

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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.

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.

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

2. Współczynnik udziału odbiorcy, o którym mowa w ust. 1, ustala się dla:

1) energii przesyłanej za granicę jako k_oi = k_oz = 0,1,

2) odbiorców będących autoproducentami i odbiorców końcowych w małych systemach wydzielonych jako k_oi = k_oa = 0,5,

3) odbiorców końcowych, którzy w poprzednim roku kalendarzowym zużyli 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 k_oi = k_os = 0,1,

4) odbiorców końcowych w krajowym systemie elektroenergetycznym, innych niż odbiorcy, o których mowa w pkt 2 i 3, jako k_oi = k_ok; współczynnik ten oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

5) odbiorców będących operatorami systemów rozdzielczych, prowadzących rozliczenia za świadczone usługi przesyłowe z operatorem systemu przesyłowego jako k_oi = k_or; współczynnik ten oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

3. Opłatę przesyłową dla wytwórców energii elektrycznej lub dostawców tej energii przesyłanej z zagranicy oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

4. Opłatę przesyłową dla przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się obrotem energią elektryczną nie przyłączonych do sieci należących do operatora, do którego zgłaszają grafiki obciążeń, oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

5. Opłatę za usługi przesyłowe świadczone między operatorami systemu rozdzielczego, na tym samym poziomie napięć znamionowych, oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

2. Okres rozliczeniowy nie powinien być dłuższy niż dwa miesiące, a dla odbiorców zaliczanych do V grupy przyłączeniowej okres rozliczeniowy nie może być dłuższy niż rok.

3. Jeżeli okres rozliczeniowy jest dłuższy niż miesiąc, w okresie tym mogą być pobierane opłaty za energię elektryczną w wysokości określonej na podstawie prognozowanego zużycia energii elektrycznej w tym okresie.

4. Jeżeli w wyniku wnoszenia opłat na podstawie prognozowanego zużycia energii elektrycznej, o którym mowa w ust. 3, powstanie nadpłata lub niedopłata za pobraną energię elektryczną:

1) nadpłata podlega zaliczeniu na poczet płatności ustalonych na najbliższy okres rozliczeniowy, o ile odbiorca nie zażąda jej zwrotu,

2) niedopłata doliczana jest do pierwszego rachunku, ustalonego dla najbliższego okresu rozliczeniowego.

2. Korekta, o której mowa w ust. 1, obejmuje cały okres rozliczeniowy lub okres, w którym występowały stwierdzone nieprawidłowości lub błędy.

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 pomiarowy 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.

3. Jeżeli nie można ustalić średniego dobowego zużycia energii elektrycznej, podstawą wyliczenia wielkości korekty jest wskazanie układu pomiarowo-rozliczeniowego z następnego okresu rozliczeniowego.

2. Przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane rozpatrzyć wniosek, o którym mowa w ust. 1, w terminie 30 dni od dnia jego złożenia.

1) jeżeli wartość odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych nie przekracza 10%, odbiorcy przysługuje upust w wysokości obliczonej według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

2) jeżeli wartość odchylenia napięcia znamionowego od dopuszczalnych wartości granicznych przekracza 10%, odbiorcy przysługuje upust uwzględniający bonifikatę, w łącznej wysokości obliczonej według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

2. Za każdą niedostarczoną jednostkę energii elektrycznej odbiorcy przysługuje bonifikata w wysokości pięciokrotności ceny energii elektrycznej za okres, w którym wystąpiła przerwa; ilość niedostarczonej energii elektrycznej w dniu, w którym miała miejsce przerwa, ustala się na podstawie poboru 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 określenia ilości energii elektrycznej dostarczonej odbiorcy, ilość tej energii ustala się na podstawie poboru energii w analogicznym okresie rozliczeniowym tego samego dnia tygodnia w poprzednim tygodniu oraz proporcji liczby godzin, w których standardy nie zostały dotrzymane, do całkowitej liczby godzin w okresie rozliczeniowym.

1) za nieprzyjęcie zgłoszeń lub reklamacji od odbiorcy – opłata stanowi 1/150 przeciętnego miesięcznego wynagrodzenia w sektorze przedsiębiorstw w roku kalendarzowym poprzedzającym rok wprowadzenia nowej taryfy, określonego w obwieszczeniu Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłaszanym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski",

2) za nieuzasadnioną zwłokę w usuwaniu zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej, spowodowanych nieprawidłową pracą sieci – opłata stanowi 1/30 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1,

3) za odmowę udzielenia odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie wznowienia dostarczania energii elektrycznej, przerwanego z powodu awarii sieci – opłata stanowi 1/300 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1,

4) za niepowiadomienie, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych przerw w dostawie 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 stanowi 1/150 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1,

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 dostawie energii elektrycznej, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV – opłata stanowi 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1,

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 stanowi 1/30 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1,

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 stanowi 1/30 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1,

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 stanowi 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1,

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 stanowi 1/30 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1,

10) za nieudzielenie, na żądanie odbiorcy, informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych taryf – opłata stanowi 1/300 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1,

11) za przedłużenie czternastodniowego terminu rozpatrzenia wniosku lub reklamacji odbiorcy w sprawie zasad rozliczeń i udzielenia odpowiedzi, za każdy dzień zwłoki – opłata stanowi 1/1000 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1.

2. Jeżeli energia elektryczna pobierana jest bez zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej, za każdą jednostkę tak pobranej energii elektrycznej przedsiębiorstwo energetyczne obciąża pobierającego opłatami za nielegalnie pobraną energię w wysokości pięciokrotności cen i stawek opłat, określonych w taryfie dla odbiorców danej grupy.

3. Opłaty, o których mowa w ust. 1 i 2, oblicza się dla całego nie objętego przedawnieniem okresu udowodnionego nielegalnego pobierania energii elektrycznej.

2. W przypadku nielegalnie pobieranej energii elektrycznej, której ilości nie można ustalić, przyjmuje się do obliczenia opłaty za nielegalnie pobraną energię elektryczną zryczałtowane ilości określone w taryfie, o ile umowa sprzedaży energii elektrycznej nie stanowi inaczej.

Minister Gospodarki: J. Steinhoff