Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 23 kwietnia 2004 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną

§ 25. 1. Po zakoƒczeniu dostarczania paliw gazowych, a tak˝e w razie wymiany uk∏adu pomiarowego

w trakcie dostarczania paliw gazowych, przedsi´biorstwo gazownicze wydaje odbiorcy dokument zawierajàcy dane identyfikujàce uk∏ad pomiarowy i stany

wskazaƒ liczyde∏ w chwili zakoƒczenia dostarczania

tych paliw lub demonta˝u uk∏adu pomiarowego.

2. Odbiorca mo˝e uczestniczyç przy odczycie wskazaƒ urzàdzenia pomiarowego przed jego demonta˝em.

4. W ka˝dym przypadku stwierdzenia nieprawid∏owoÊci w dzia∏aniu gazomierza przedsi´biorstwo gazownicze dokonuje korekty uprzednio wystawionych

faktur, na zasadach i w terminach okreÊlonych w taryfach.

§ 27. W stosunku do odbiorców zaliczanych do

II grupy przy∏àczeniowej szczegó∏owe wymagania

i obowiàzki stron dotyczàce uk∏adu pomiarowego

okreÊla umowa sprzeda˝y paliw gazowych lub umowa

o Êwiadczenie us∏ugi przesy∏owej.

§ 26. 1. Na ˝àdanie odbiorcy zaliczanego do I grupy przy∏àczeniowej przedsi´biorstwo gazownicze dokonuje sprawdzenia prawid∏owoÊci dzia∏ania gazomierza nie póêniej ni˝ w ciàgu 14 dni od dnia zg∏oszenia ˝àdania.

2. Odbiorca ma prawo ˝àdaç laboratoryjnego

sprawdzenia prawid∏owoÊci dzia∏ania gazomierza. Badanie laboratoryjne przeprowadza si´ w ciàgu 30 dni

od dnia poinformowania odbiorcy o wyniku sprawdzenia, o którym mowa w ust. 1.

3. Odbiorca pokrywa koszty sprawdzenia prawid∏owoÊci dzia∏ania gazomierza oraz badania laboratoryjnego tylko w przypadku, gdy w wyniku badania laboratoryjnego nie stwierdzono nieprawid∏owoÊci

w dzia∏aniu gazomierza.

Poz. 1113 i 1114

Rozdzia∏ 7

Przepis przejÊciowy i koƒcowy

§ 28. Warunki przy∏àczenia okreÊlone przed dniem

wejÊcia w ˝ycie rozporzàdzenia zachowujà wa˝noÊç

przez okres w nich oznaczony, o ile nie sà sprzeczne

z przepisami niniejszego rozporzàdzenia.

§ 29. Rozporzàdzenie wchodzi w ˝ycie po up∏ywie

14 dni od dnia og∏oszenia.

Minister Gospodarki, Pracy i Polityki Spo∏ecznej

w z. J. Piechota

1114

ROZPORZÑDZENIE MINISTRA GOSPODARKI, PRACY I POLITYKI SPO¸ECZNEJ1)

z dnia 23 kwietnia 2004 r.

w sprawie szczegó∏owych zasad kszta∏towania i kalkulacji taryf oraz rozliczeƒ w obrocie energià elektrycznà

Na podstawie art. 46 ustawy z dnia 10 kwietnia

1997 r. — Prawo energetyczne (Dz. U. z 2003 r., Nr 153,

poz. 1504 i Nr 203, poz. 1966 oraz z 2004 r. Nr 29,

poz. 257, Nr 34, poz. 293, Nr 91, poz. 875 i Nr 96,

poz. 959) zarzàdza si´, co nast´puje

Rozdzia∏ 1

Przepisy ogólne

§ 1. Rozporzàdzenie okreÊla szczegó∏owe zasady

1) kszta∏towania taryf przez przedsi´biorstwo energetyczne prowadzàce dzia∏alnoÊç gospodarczà w zakresie wytwarzania, przesy∏ania i dystrybucji lub

obrotu energià elektrycznà;

———————

1) Minister Gospodarki, Pracy i Polityki Spo∏ecznej kieruje

dzia∏em administracji rzàdowej — gospodarka, na podstawie § 1 ust. 2 pkt 1 rozporzàdzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 7 stycznia 2003 r. w sprawie szczegó∏owego

zakresu dzia∏ania Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki

Spo∏ecznej (Dz. U. Nr 1, poz. 5).

2) kalkulacji cen i stawek op∏at;

3) rozliczeƒ w obrocie energià elektrycznà.

§ 2. Ilekroç w rozporzàdzeniu jest mowa o

1) ustawie — nale˝y przez to rozumieç ustaw´ z dnia

10 kwietnia 1997 r. — Prawo energetyczne;

2) operatorze — nale˝y przez to rozumieç operatora

systemu przesy∏owego elektroenergetycznego lub

operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;

3) grupie przy∏àczeniowej — nale˝y przez to rozumieç grup´ podmiotów przy∏àczanych do sieci,

sklasyfikowanà w nast´pujàcy sposób

a) grupa I — podmioty przy∏àczane bezpoÊrednio

do sieci przesy∏owej,

b) grupa II — podmioty przy∏àczane bezpoÊrednio

do sieci rozdzielczej, o napi´ciu znamionowym

110 kV,

c) grupa III — podmioty przy∏àczane bezpoÊrednio

do sieci rozdzielczej, o napi´ciu znamionowym

wy˝szym ni˝ 1 kV, lecz ni˝szym ni˝ 110 kV,

tycznym nieb´dàcym wytwórcà lub odbiorcà

korzystajàcym z prawa dost´pu do sieci,

w okresie godziny;

d) grupa IV — podmioty przy∏àczane bezpoÊrednio

do sieci rozdzielczej, o napi´ciu znamionowym

nie wy˝szym ni˝ 1 kV oraz o mocy przy∏àczeniowej wi´kszej ni˝ 40 kW lub pràdzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze

pràdowym wi´kszym ni˝ 63 A,

9) rezerwie mocy — nale˝y przez to rozumieç niewykorzystanà w danym okresie zdolnoÊç jednostek

wytwórczych do wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej do sieci;

e) grupa V — podmioty przy∏àczane bezpoÊrednio

do sieci rozdzielczej, o napi´ciu znamionowym

nie wy˝szym ni˝ 1 kV oraz mocy przy∏àczeniowej nie wi´kszej ni˝ 40 kW i pràdzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie

wi´kszym ni˝ 63 A,

f) grupa VI — podmioty przy∏àczane do sieci poprzez tymczasowe przy∏àczenie, które b´dzie,

na zasadach okreÊlonych w umowie, zastàpione przy∏àczeniem docelowym, lub podmioty

przy∏àczone do sieci na czas okreÊlony, lecz nie

d∏u˝szy ni˝ rok;

4) miejscu dostarczania — nale˝y przez to rozumieç

punkt w sieci, do którego przedsi´biorstwo energetyczne dostarcza energi´ elektrycznà, okreÊlony

w umowie o przy∏àczenie, w umowie przesy∏owej

albo w umowie sprzeda˝y energii elektrycznej;

5) uk∏adzie pomiarowo-rozliczeniowym — nale˝y

przez to rozumieç liczniki i inne urzàdzenia pomiarowe lub rozliczeniowo-pomiarowe, a tak˝e uk∏ady

po∏àczeƒ mi´dzy nimi, s∏u˝àce bezpoÊrednio lub

poÊrednio do pomiarów energii elektrycznej i rozliczeƒ za t´ energi´;

6) jednostce wytwórczej — nale˝y przez to rozumieç

opisany poprzez dane techniczne i handlowe wyodr´bniony zespó∏ urzàdzeƒ nale˝àcych do przedsi´biorstwa energetycznego, s∏u˝àcy do wytwarzania energii elektrycznej i wprowadzania mocy;

7) mocy przy∏àczeniowej — nale˝y przez to rozumieç

moc czynnà planowanà do pobierania lub wprowadzania do sieci, okreÊlonà w umowie o przy∏àczenie jako wartoÊç maksymalnà ze Êrednich wartoÊci tej mocy w okresie 15 minut, s∏u˝àcà do zaprojektowania przy∏àcza;

8) mocy umownej — nale˝y przez to rozumieç moc

czynnà, pobieranà lub wprowadzanà do sieci,

okreÊlonà w

a) umowie przesy∏owej oraz umowie zawierajàcej

postanowienia umowy sprzeda˝y i umowy

przesy∏owej, jako wartoÊç maksymalnà ze Êrednich wartoÊci tej mocy, w okresie 15 minut,

b) umowie przesy∏owej, zawieranej pomi´dzy

operatorami, jako wartoÊç maksymalnà ze Êrednich wartoÊci tej mocy, w okresie godziny, lub

c) umowie sprzeda˝y, zawieranej pomi´dzy przedsi´biorstwem energetycznym zajmujàcym si´

wytwarzaniem energii elektrycznej, zwanym dalej „wytwórcà”, a przedsi´biorstwem energe-

10) us∏ugach systemowych — nale˝y przez to rozumieç us∏ugi Êwiadczone na rzecz operatorów, niezb´dne do prawid∏owego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, zapewniajàce zachowanie okreÊlonych parametrów niezawodnoÊciowych dostarczania energii elektrycznej i jakoÊci tej

energii;

11) subsydiowaniu skroÊnym — nale˝y przez to rozumieç pokrywanie kosztów dotyczàcych jednego

rodzaju prowadzonej dzia∏alnoÊci gospodarczej

lub jednej grupy odbiorców przychodami pochodzàcymi z innego rodzaju prowadzonej dzia∏alnoÊci gospodarczej lub od innej grupy odbiorców;

12) grupie taryfowej — nale˝y przez to rozumieç grup´

odbiorców pobierajàcych energi´ elektrycznà lub

korzystajàcych z us∏ug zwiàzanych z zaopatrzeniem

w t´ energi´, dla których stosuje si´ jeden zestaw

cen lub stawek op∏at i warunków ich stosowania;

13) rynku bilansujàcym — nale˝y przez to rozumieç

dzia∏ajàcy na zasadach rynkowych mechanizm

bie˝àcego bilansowania zapotrzebowania na energi´ elektrycznà i wytwarzania tej energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym;

14) grafiku obcià˝eƒ — nale˝y przez to rozumieç zbiór

danych okreÊlajàcych planowane wielkoÊci, wprowadzenia do sieci energii elektrycznej lub jej poboru przez jednostk´ grafikowà, oddzielnie dla poszczególnych okresów rozliczeniowych rynku bilansujàcego;

15) okresie regulacji — nale˝y przez to rozumieç okres

obowiàzywania wspó∏czynników korekcyjnych,

o których mowa w § 15 ust. 1 lub w § 26 ust. 2.

Rozdzia∏ 2

Szczegó∏owe zasady kszta∏towania taryf

§ 3. Przedsi´biorstwo energetyczne opracowuje

taryf´ w sposób zapewniajàcy

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

2) ochron´ interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen;

3) eliminowanie subsydiowania skroÊnego.

§ 4. Przedsi´biorstwo energetyczne kszta∏tuje taryf´ odpowiednio do zakresu prowadzanej dzia∏alnoÊci

gospodarczej zwiàzanej z zaopatrzeniem w energi´

elektrycznà, rodzaju odbiorców i charakteru ich zapotrzebowania na energi´ elektrycznà.

§ 5. 1. Taryfa powinna, odpowiednio do prowadzonej przez przedsi´biorstwo energetyczne dzia∏alnoÊci

gospodarczej, okreÊlaç

1) ceny energii elektrycznej;

1) grupy taryfowe;

3) bonifikaty i upusty za niedotrzymanie standardów

jakoÊciowych obs∏ugi odbiorców.

2) rodzaje oraz wysokoÊç cen i stawek op∏at, a tak˝e

warunki ich stosowania;

3) bonifikaty i upusty z tytu∏u niedotrzymania standardów jakoÊciowych obs∏ugi odbiorców, w tym

dostaw energii elektrycznej;

4) op∏aty za nielegalny pobór energii elektrycznej.

2. OkreÊlone w taryfie ceny i stawki op∏at ró˝nicuje si´ dla poszczególnych grup taryfowych, odpowiednio do kosztów uzasadnionych.

2) stawki op∏at abonamentowych;

§ 8. 1. Podzia∏ odbiorców na grupy taryfowe jest

dokonywany w zale˝noÊci od poziomu kosztów uzasadnionych, ponoszonych przez przedsi´biorstwo

energetyczne za dostarczanà energi´ elektrycznà do

tych odbiorców, wed∏ug nast´pujàcych kryteriów

1) poziomu napi´cia sieci, z której jest dostarczana

energia elektryczna do odbiorców;

2) wartoÊci mocy umownej lub zu˝ycia energii elektrycznej;

3. Taryf´ kszta∏tuje si´ w taki sposób, aby odbiorca

móg∏ na jej podstawie obliczyç nale˝noÊç odpowiadajàcà zakresowi us∏ug, zwiàzanych z zaopatrzeniem

w energi´ elektrycznà, okreÊlonemu w umowie sprzeda˝y energii elektrycznej lub umowie przesy∏owej.

3) parametrów dostarczanej energii elektrycznej innych ni˝ standardowe;

§ 6. 1. Taryf´ ustala si´ na okres 12 miesi´cy kalendarzowych, zwany dalej „rokiem obowiàzywania taryfy”. Dla operatorów rok obowiàzywania taryfy rozpoczyna si´ od dnia 1 stycznia ka˝dego roku.

5) systemu rozliczeƒ;

4) charakterystyk poboru energii elektrycznej przy∏àczonych urzàdzeƒ, instalacji lub sieci nale˝àcych

do odbiorcy;

6) miejsca dostarczania energii elektrycznej;

7) poziomu niezawodnoÊci i ciàg∏oÊci dostaw;

2. W przypadku nieprzewidzianej, istotnej zmiany

warunków prowadzenia przez przedsi´biorstwo energetyczne dzia∏alnoÊci gospodarczej lub podj´cia przez

przedsi´biorstwo nowego rodzaju dzia∏alnoÊci gospodarczej, taryfa mo˝e byç ustalona na inny okres ni˝

okreÊlony w ust. 1, nie d∏u˝szy ni˝ 24 miesiàce.

§ 7. 1. Wytwórca ustala w taryfie w szczególnoÊci

8) wytwarzania energii elektrycznej we w∏asnych êród∏ach odbiorcy.

2. Ceny i stawki op∏at, o których mowa w § 7, mogà byç ró˝nicowane dla poszczególnych grup taryfowych z uwzgl´dnieniem podzia∏u doby i roku na strefy i okresy czasowe. Taryfa mo˝e przewidywaç wi´cej

ni˝ jeden sposób podzia∏u doby na strefy czasowe.

1) ceny energii elektrycznej;

2) stawki op∏at za rezerwy mocy;

3) stawki op∏at za us∏ugi systemowe;

4) bonifikaty i upusty za niedotrzymanie standardów

jakoÊciowych obs∏ugi odbiorców;

5) op∏aty za nielegalny pobór energii elektrycznej.

2. Przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce si´

przesy∏aniem i dystrybucjà energii elektrycznej ustala

w taryfie w szczególnoÊci

1) stawki op∏at za przy∏àczenie do sieci;

2) stawki op∏at za us∏ugi przesy∏owe, zwane dalej

„stawkami op∏at przesy∏owych”;

3) stawki op∏at abonamentowych;

3. Ceny energii elektrycznej dla odbiorców, którzy

nie nabyli prawa do korzystania z us∏ug przesy∏owych

lub nie korzystajà z tego prawa, zwanych dalej „odbiorcami taryfowymi”, kupujàcych rocznie wi´cej ni˝

10 MWh energii elektrycznej, mogà byç kalkulowane

co najmniej dla dwóch okresów doby, a dla kupujàcych rocznie wi´cej ni˝ 10 GWh energii elektrycznej —

kalkuluje si´ co najmniej dla trzech okresów doby

i dwóch okresów roku.

4. Podzia∏ odbiorców, o którym mowa w ust. 1,

mo˝e uwzgl´dniaç wyodr´bnionà grup´ odbiorców

taryfowych zu˝ywajàcych rocznie mniej ni˝ 1 000 kWh

energii elektrycznej, dla których mogà byç kalkulowane jednosk∏adnikowe stawki op∏at za dostarczanà

energi´ elektrycznà.

§ 9. 1. Odbiorca, który

5) op∏aty za nielegalny pobór energii elektrycznej.

1) pobiera energi´ elektrycznà z kilku miejsc dostarczania, po∏o˝onych w sieci o ró˝nych poziomach

napi´ç, jest zaliczany do grup taryfowych oddzielnie w ka˝dym z tych miejsc;

3. Przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce si´

obrotem energià elektrycznà ustala w taryfie w szczególnoÊci

2) do zasilania jednego zespo∏u urzàdzeƒ pobiera

energi´ elektrycznà z wi´cej ni˝ jednego miejsca

dostarczania na tym samym poziomie napi´cia,

4) bonifikaty i upusty za niedotrzymanie standardów

jakoÊciowych obs∏ugi odbiorców;

wybiera grup´ taryfowà jednakowà dla wszystkich

miejsc dostarczania;

3) ze wzgl´du na przyj´ty, w przedsi´biorstwie energetycznym, podzia∏ odbiorców na grupy taryfowe

dokonany na podstawie kryteriów wymienionych

w § 8 ust. 1, mo˝e byç, dla danego miejsca dostarczania energii elektrycznej, zaliczony do wi´cej ni˝

jednej grupy taryfowej, ma prawo wyboru jednej

spoÊród tych grup.

2. Odbiorca, o którym mowa w ust. 1 pkt 3, mo˝e

wystàpiç do przedsi´biorstwa energetycznego o zmian´ grupy taryfowej, nie cz´Êciej ni˝ raz na 12 miesi´cy.

Warunki zmiany grupy taryfowej okreÊla umowa

sprzeda˝y energii elektrycznej.

Rozdzia∏ 3

Szczegó∏owe zasady kalkulacji cen i stawek op∏at

§ 10. 1. Koszty uzasadnione prowadzenia przez

przedsi´biorstwo energetyczne dzia∏alnoÊci gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesy∏ania i dystrybucji energii elektrycznej oraz obrotu tà energià okreÊla si´ na podstawie

1) planowanych rocznych kosztów prowadzenia dzia∏alnoÊci gospodarczej w zakresie zaopatrzenia

w energi´ elektrycznà, w tym kosztów finansowych zwiàzanych z obs∏ugà kredytów bankowych,

z wy∏àczeniem odsetek i op∏at za nieterminowe realizowanie zobowiàzaƒ;

2) planowanych rocznych kosztów modernizacji i rozwoju oraz kosztów realizacji inwestycji z zakresu

ochrony Êrodowiska i zwiàzanych z tym kosztów

finansowych.

2. Sposób zaliczania kosztów, o których mowa

w ust. 1, do poszczególnych grup taryfowych nie mo˝e ulegaç zmianie w okresie regulacji. Dokonanie takich zmian mo˝e nastàpiç wy∏àcznie w celu eliminowania subsydiowania skroÊnego.

§ 11. 1. Koszty, o których mowa w § 10 ust. 1 pkt 1,

ustala si´ zgodnie z art. 44 i 45 ustawy w sposób

umo˝liwiajàcy ustalenie kosztów sta∏ych i kosztów

zmiennych planowanych przez przedsi´biorstwo energetyczne dla poszczególnych rodzajów dzia∏alnoÊci

gospodarczej, z uwzgl´dnieniem êróde∏ tych kosztów.

2. Podstawà oceny kosztów, o których mowa

w ust. 1, sà planowane wielkoÊci, o których mowa

w ust. 3, i koszty poniesione w roku kalendarzowym

poprzedzajàcym pierwszy rok okresu regulacji, okreÊlane na podstawie sprawozdania finansowego, zbadanego zgodnie z przepisami o rachunkowoÊci.

Poz. 1114

ska, o których mowa w § 10 ust. 1 pkt 2, ustala si´ jako roczne koszty zwiàzane z eksploatacjà urzàdzeƒ i instalacji, przekazywanych do eksploatacji po zakoƒczeniu tych inwestycji.

2. Koszty, o których mowa w ust. 1, przedsi´biorstwo energetyczne ustala na podstawie obowiàzujàcego dla przedsi´biorstwa planu inwestycji oraz okreÊlonego w tym planie sposobu finansowania i harmonogramu realizacji poszczególnych przedsi´wzi´ç inwestycyjnych w zakresie

1) wytwarzania energii elektrycznej — planu inwestycji rozwojowych, modernizacyjnych i zwiàzanych

z ochronà Êrodowiska, dla êróde∏ energii elektrycznej;

2) przesy∏ania i dystrybucji energii elektrycznej —

planu rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego

i przysz∏ego zapotrzebowania na energi´ elektrycznà, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy.

3. Koszty zwiàzane z eksploatacjà urzàdzeƒ i instalacji przekazywanych do eksploatacji w wyniku inwestycji rozwojowych, modernizacyjnych i z zakresu

ochrony Êrodowiska, o których mowa w ust. 1 i 2,

obejmujà w szczególnoÊci

1) odpisy amortyzacyjne, obliczone zgodnie z obowiàzujàcymi przepisami dla Êrodków trwa∏ych

przekazywanych do eksploatacji w wyniku inwestycji rozwojowych, modernizacyjnych i z zakresu

ochrony Êrodowiska;

2) odsetki od kredytów zaciàgni´tych na realizacj´

tych inwestycji oraz koszty finansowe zwiàzane

z obs∏ugà tych kredytów;

3) koszty kalkulacyjne, zwiàzane z eksploatacjà nowych urzàdzeƒ i instalacji w zakresie kosztów robocizny, zu˝ycia materia∏ów, paliw, energii, wody,

usuwania odpadów, transportu, remontów i innych kosztów, wynikajàcych z rodzaju urzàdzeƒ

i instalacji oraz warunków ich pracy.

§ 13. 1. Koszty wspólne dla wszystkich lub kilku

grup taryfowych oraz koszty wspólne dla wszystkich

lub kilku rodzajów prowadzonej przez przedsi´biorstwo energetyczne dzia∏alnoÊci gospodarczej, w tym

koszty modernizacji i rozwoju oraz ochrony Êrodowiska, dzieli si´ na poszczególne grupy taryfowe i na poszczególne rodzaje prowadzonej dzia∏alnoÊci gospodarczej, zgodnie z przyj´tà w przedsi´biorstwie metodà podzia∏u kosztów i zachowaniem nale˝ytej starannoÊci w sposobie zaliczania tych kosztów do poszczególnych grup taryfowych.

3. Koszty, o których mowa w ust. 1, okreÊla si´,

przyjmujàc ustalone dla pierwszego roku okresu regulacji planowane wielkoÊci, w tym iloÊç sprzedanej

energii elektrycznej i wielkoÊç mocy umownej.

2. Przedsi´biorstwo energetyczne, w okresie regulacji, nie mo˝e dokonaç zmiany metody podzia∏u kosztów wspólnych i zmiany podzia∏u odbiorców na grupy

taryfowe. Dokonanie zmiany metody podzia∏u kosztów wspólnych mo˝e nastàpiç wy∏àcznie w celu eliminowania subsydiowania skroÊnego.

§ 12. 1. Koszty wynikajàce z inwestycji modernizacyjnych, rozwojowych i z zakresu ochrony Êrodowi-

3. Koszty stanowiàce podstaw´ kalkulacji cen i stawek op∏at ustalonych w taryfie mogà obejmowaç

koszty wspó∏finansowania przez przedsi´biorstwo

energetyczne przedsi´wzi´ç i us∏ug, o których mowa

w art. 45 ust. 2 i 3 ustawy.

§ 14. 1. Wytwórca kalkuluje, z zastrze˝eniem § 15,

ustalone w taryfie

1) ceny energii elektrycznej — na podstawie sumy

jednostkowych kosztów sta∏ych i jednostkowych

kosztów zmiennych, ustalonych w sposób okreÊlony w ust. 3 i 4, wyra˝one w z∏otych za MWh;

2) stawki op∏at za rezerwy mocy — na podstawie jednostkowych kosztów sta∏ych, ustalonych w sposób okreÊlony w ust. 3, wyra˝one w z∏otych za MW

za godzin´;

3) stawki op∏at za us∏ugi systemowe — na podstawie

kosztów uzasadnionych sta∏ych i zmiennych

Êwiadczenia tych us∏ug, wynikajàcych ze zwi´kszenia kosztów ponad koszty produkcji energii elektrycznej, o których mowa w pkt 1 i 2.

2. Stawki op∏at, o których mowa w ust. 1 pkt 3, mogà byç kalkulowane z podzia∏em na

1) sk∏adnik sta∏y — za utrzymanie gotowoÊci do

Êwiadczenia poszczególnych rodzajów us∏ug systemowych, wyra˝ony w z∏otych za godzin´, lub

miesiàc lub w z∏otych za MW za godzin´, lub z∏otych za MW za miesiàc;

2) sk∏adnik zmienny — za Êwiadczenie us∏ug systemowych, wyra˝ony w z∏otych za MWh.

3. Jednostkowe koszty sta∏e oblicza si´ wed∏ug

wzoru

Ksp

kjs = ——————

n

n

ΣPdwi + ΣPdri

i=1

i=1

n — liczb´ godzin, planowanà odpowiednio do mocy

dyspozycyjnej oznaczonej symbolem „Pdwi” albo mocy dyspozycyjnej, oznaczonej symbolem

„Pdri”, w danym roku obowiàzywania taryfy.

4. Jednostkowe koszty zmienne oblicza si´ wed∏ug

wzoru

Kzp+ Kze + Kzw

kjz = ———————

Ejw

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

kjz

— jednostkowe koszty sta∏e [w z∏/MWh];

Ksp — koszty sta∏e planowane na rok obowiàzywania taryfy, ustalone dla jednostki wytwórczej

lub grup takich jednostek, dla których sà kalkulowane ceny i stawki op∏at, ustalone na

podstawie kosztów uzasadnionych eksploatacji tych jednostek oraz kosztów uzasadnionych wynikajàcych z nak∏adów na rozwój

i modernizacj´ tych jednostek, z wy∏àczeniem

kosztów wymienionych w ust. 4 [w z∏];

Pdwi — moc dyspozycyjnà planowanà na ka˝dà godzin´ dla danej jednostki wytwórczej lub grup

takich jednostek, wykorzystanà do produkcji

energii elektrycznej sprzedawanej w danym

roku obowiàzywania taryfy [w MWh];

Pdri — moc dyspozycyjnà jednostki wytwórczej lub

grup takich jednostek, planowanà do sprzeda˝y jako rezerwa mocy w poszczególnych

godzinach, w danym roku obowiàzywania taryfy [w MWh];

— jednostkowe koszty zmienne [w z∏/MWh];

Kzp — koszty paliwa ∏àcznie z kosztami jego transportu i sk∏adowania, planowanego do zu˝ycia

w danym roku obowiàzywania taryfy dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek

[w z∏];

Kze — koszty op∏at za gospodarcze korzystanie ze

Êrodowiska przyrodniczego oraz sk∏adowanie

odpadów paleniskowych, planowane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek

w danym roku obowiàzywania taryfy [w z∏];

Kzw — pozosta∏e koszty zmienne planowane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek

w danym roku obowiàzywania taryfy [w z∏];

Ejw — iloÊç energii elektrycznej planowanà do

sprzeda˝y, a wytworzonà przez jednostk´ wytwórczà lub grup´ takich jednostek, w danym

roku obowiàzywania taryfy [w MWh].

§ 15. 1. Cen´ energii elektrycznej wytworzonej przez

skojarzone êród∏o energii oblicza si´ wed∏ug wzoru

Cs = Ck x [1 + (RPIn–1 – Xn)/100]

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

Cs

— cen´ energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciep∏a, ustalonà na

dany rok obowiàzywania taryfy [w z∏/MWh];

Ck

— Êrednià cen´ energii elektrycznej wytworzonej w krajowym systemie elektroenergetycznym w jednostkach wytwórczych kondensacyjnych, w roku kalendarzowym poprzedzajàcym rok obowiàzywania taryfy

[w z∏/MWh];

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

kjs

Poz. 1114

RPIn–1 — Êrednioroczny wskaênik cen towarów i us∏ug

konsumpcyjnych ogó∏em w roku kalendarzowym poprzedzajàcym rok obowiàzywania taryfy, okreÊlony w komunikacie Prezesa

G∏ównego Urz´du Statystycznego, og∏oszonym w Dzienniku Urz´dowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski” [w %];

Xn

— wspó∏czynnik korekcyjny, okreÊlajàcy projektowanà popraw´ efektywnoÊci funkcjonowania przedsi´biorstwa energetycznego

oraz zmian´ warunków prowadzenia przez

to przedsi´biorstwo danego rodzaju dzia∏alnoÊci gospodarczej w danym roku obowiàzywania taryfy [w %]. Wspó∏czynnik korek-

cyjny na pierwszy rok okresu regulacji

uwzgl´dnia si´ w cenie energii elektrycznej.

2. Przez skojarzone êród∏o energii, o którym mowa

w ust. 1, rozumie si´ jednostk´ wytwórczà wytwarzajàcà energi´ elektrycznà i ciep∏o ze sprawnoÊcià przemiany energii chemicznej paliwa w energi´ elektrycznà i ciep∏o ∏àcznie co najmniej 70 %, obliczonà jako

Êrednioroczna w roku kalendarzowym poprzedzajàcym rok wprowadzenia do stosowania taryfy dla energii elektrycznej wytwarzanej w tej jednostce. W przypadku nowo budowanych jednostek wytwórczych

sprawnoÊç przemiany, dla pierwszego roku obowiàzywania taryfy dla tych jednostek, oblicza si´ na podstawie wielkoÊci planowanych.

3. Ârednià cen´ energii elektrycznej wytworzonej

w krajowym systemie elektroenergetycznym w jednostkach wytwórczych kondensacyjnych Ck, o której

mowa w ust. 1, oblicza si´ jako iloraz przychodów ze

sprzeda˝y tej energii oraz iloÊci sprzedanej energii

elektrycznej; do obliczeƒ tych stosuje si´ dane statystyczne publikowane przez G∏ówny Urzàd Statystyczny lub innà upowa˝nionà jednostk´.

4. Cen´ energii elektrycznej wytworzonej przez

jednostk´ wytwórczà lub grup´ takich jednostek

w skojarzeniu z wytwarzaniem ciep∏a, ze sprawnoÊcià

przemiany energii chemicznej paliwa w energi´ elektrycznà i ciep∏o mniejszà ni˝ 70 %, obliczonà jako

Êredniorocznà w danym roku obowiàzywania taryfy,

ustala si´ w taryfie w sposób okreÊlony w § 14.

5. Taryfy dla energii elektrycznej i ciep∏a dla êróde∏,

w których wyst´puje skojarzone wytwarzanie ciep∏a

i energii elektrycznej, ustala si´ dla tego samego okresu.

§ 16. 1. Stawki op∏at za przy∏àczenie do sieci, o których mowa w § 7 ust. 2 pkt 1, kalkuluje si´ na podstawie jednej czwartej Êredniorocznych nak∏adów inwestycyjnych na budow´ odcinków sieci s∏u˝àcych do

przy∏àczenia podmiotów okreÊlonych w obowiàzujàcym dla przedsi´biorstwa energetycznego planie rozwoju, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy, dla okresu regulacji, oddzielnie dla ka˝dej grupy przy∏àczeniowej w przeliczeniu na

1) jednostk´ mocy przy∏àczeniowej lub

2) jednostk´ d∏ugoÊci odcinka sieci od miejsca przy∏àczenia do miejsca rozgraniczenia w∏asnoÊci instalacji, urzàdzeƒ lub sieci, okreÊlonych w umowie

o przy∏àczenie.

2. W nak∏adach inwestycyjnych, o których mowa

w ust. 1, uwzgl´dnia si´ wydatki ponoszone na wykonanie prac projektowych i geodezyjnych, uzgodnienia

dokumentacji, uzyskania pozwoleƒ na budow´, zakup

lub budow´ elementów odcinków sieci s∏u˝àcych do

przy∏àczenia podmiotów z uwzgl´dnieniem d∏ugoÊci

tych odcinków, wykonanie robót budowlano-monta˝owych wraz z nadzorem oraz wykonanie niezb´dnych

prób, a tak˝e uwzgl´dnia si´ op∏aty za zaj´cie terenu.

3. Stawki op∏at za przy∏àczenie do sieci, o których

mowa w ust. 1, ró˝nicuje si´ w zale˝noÊci od rodzaju

Poz. 1114

elementów stosowanych do budowy odcinków sieci

s∏u˝àcych do przy∏àczenia podmiotów oraz standardów jakoÊciowych dostarczanej energii elektrycznej.

§ 17. 1. Stawki op∏at przesy∏owych, o których mowa w § 7 ust. 2 pkt 2, kalkuluje si´ z uwzgl´dnieniem

podzia∏u na stawki

1) sieciowe;

2) systemowe;

3) rozliczeniowe.

2. Stawk´ systemowà, o której mowa w ust. 1 pkt 2,

kalkuluje si´ z uwzgl´dnieniem podzia∏u na sk∏adniki

1) jakoÊciowy;

2) rekompensujàcy;

3) wyrównawczy.

§ 18. 1. Stawki sieciowe, o których mowa w § 17

ust. 1 pkt 1, kalkuluje si´ z uwzgl´dnieniem podzia∏u

sieci na nast´pujàce poziomy napi´ç znamionowych

1) niskie — obejmujàce napi´cia znamionowe nie

wy˝sze ni˝ 1 kV;

2) Êrednie — obejmujàce napi´cia znamionowe wy˝sze ni˝ 1 kV i ni˝sze ni˝ 110 kV;

3) wysokie — obejmujàce napi´cie znamionowe

110 kV;

4) najwy˝sze — obejmujàce napi´cia znamionowe

wy˝sze ni˝ 110 kV.

2. Stawki sieciowe kalkuluje si´ dla sieci poszczególnych poziomów napi´ç znamionowych, wymienionych w ust. 1, jako stawki dwusk∏adnikowe z podzia∏em na sk∏adnik

1) sta∏y stawki sieciowej — obliczany na jednostk´

mocy umownej;

2) zmienny stawki sieciowej — obliczany na jednostk´ energii elektrycznej pobieranej z sieci w miejscu jej dostarczania.

3. Stawki sieciowe kalkuluje si´ na podstawie kosztów uzasadnionych Êwiadczenia us∏ug przesy∏owych

oraz kosztów zakupionych us∏ug przesy∏owych od innych operatorów.

§ 19. 1. Sk∏adnik sta∏y stawki sieciowej, o którym

mowa w § 18 ust. 2 pkt 1, kalkuluje si´, dla odbiorców

przy∏àczonych do sieci danego poziomu napi´ç znamionowych, na podstawie kosztów uzasadnionych

1) eksploatacji sieci danego poziomu napi´ç znamionowych;

2) wynikajàcych z nak∏adów na odtworzenie, modernizacj´ i rozwój sieci, s∏u˝àcych do realizacji us∏ugi przesy∏owej;

3) sta∏ych przesy∏ania energii elektrycznej sieciami

innych poziomów napi´ç znamionowych i sieciami nale˝àcymi do innych operatorów;

4) zakupu rezerw w zdolnoÊciach przesy∏owych

w sieciach nale˝àcych do innych operatorów;

5) wynikajàcych z nak∏adów na budow´ odcinków sieci

s∏u˝àcych do przy∏àczenia podmiotów do sieci danego poziomu napi´ç znamionowych, z wy∏àczeniem

kosztów, o których mowa w art. 7 ust. 6 ustawy.

Poz. 1114

§ 20. 1. Sk∏adnik jakoÊciowy stawki systemowej,

o którym mowa w § 17 ust. 2 pkt 1, kalkuluje si´ wed∏ug wzoru

KSJ

SoSJ = ——

ES

2. Sk∏adnik zmienny stawki sieciowej, o którym

mowa w § 18 ust. 2 pkt 2, kalkuluje si´, dla odbiorców

przy∏àczonych do sieci danego poziomu napi´ç znamionowych, na podstawie kosztów uzasadnionych

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

1) zakupu energii elektrycznej w iloÊci niezb´dnej do

pokrycia ró˝nicy mi´dzy iloÊcià energii elektrycznej wprowadzanej do sieci danego poziomu napi´ç znamionowych a iloÊcià energii pobranej z tej

sieci przez odbiorców i przes∏anej do sieci innych

poziomów napi´ç znamionowych;

KSJ — koszty utrzymania systemowych standardów

jakoÊci i niezawodnoÊci bie˝àcych dostaw

energii elektrycznej;

2) zmiennych za przesy∏anie energii elektrycznej sieciami innych poziomów napi´ç znamionowych

i sieciami nale˝àcymi do innych operatorów;

3) sta∏ych za przesy∏anie energii elektrycznej, w cz´Êci

nieuwzgl´dnionej w sk∏adniku sta∏ym, o którym

mowa w ust. 1, zgodnie z art. 45 ust. 5 ustawy.

3. Sk∏adnik sta∏y stawki sieciowej, o którym mowa

w § 18 ust. 2 pkt 1, dla odbiorców przy∏àczonych do

sieci danego poziomu napi´ç znamionowych kalkuluje si´ wed∏ug wzoru

KSVn

SSVn = ———

PVn

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

SSVn — sk∏adnik sta∏y stawki sieciowej [w z∏ za MW];

KSVn — sum´ kosztów sta∏ych, o których mowa

w ust. 1;

PVn

— sum´ mocy umownych pobieranych przez

odbiorców, w tym innych operatorów z sieci

o poziomie napi´cia znamionowego Vn.

4. Sk∏adnik zmienny stawki sieciowej, o którym

mowa w § 18 ust. 2 pkt 2, dla odbiorców przy∏àczonych do sieci danego poziomu napi´ç znamionowych

kalkuluje si´ wed∏ug wzoru

KZVn

SZVn = ———

EVn

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

SZVn — sk∏adnik zmienny stawki sieciowej [w z∏ za

MWh];

KZVn — sum´ kosztów zmiennych, o których mowa

w ust. 2;

EVn — sum´ energii elektrycznej pobranej z sieci

o poziomie napi´cia znamionowego Vn przez

odbiorców przy∏àczonych na tym poziomie

napi´ç znamionowych, w tym operatorów,

oraz przes∏anej do sieci innych poziomów

napi´ç znamionowych.

SoSJ — sk∏adnik jakoÊciowy stawki systemowej [w z∏

za MWh];

ES

— iloÊç energii elektrycznej pobieranà przez odbiorców z sieci krajowego systemu elektroenergetycznego [w MWh].

2. Koszty utrzymania systemowych standardów

jakoÊci i niezawodnoÊci bie˝àcych dostaw energii

elektrycznej, o których mowa w ust. 1, obejmujà koszty

1) zakupionych, przez operatora systemu przesy∏owego, niezb´dnych rezerw mocy i us∏ug systemowych, na podstawie cen ustalonych w taryfach lub

w warunkach konkurencji, o których mowa

w art. 49 ustawy, albo cen negocjowanych;

2) zakupionej, przez operatora systemu przesy∏owego, niezb´dnej iloÊci energii elektrycznej wytwarzanej w celu zapewnienia odpowiedniej jakoÊci

dostaw tej energii, okreÊlonych jako ró˝nica mi´dzy p∏atnoÊciami za energi´ elektrycznà a przychodami ze sprzeda˝y tej energii na rynku bilansujàcym.

3. Sk∏adnik rekompensujàcy stawki systemowej,

o którym mowa w § 17 ust. 2 pkt 2, kalkuluje si´ wed∏ug wzoru

KSS

SoSS = ——

ES

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

SoSS — sk∏adnik rekompensujàcy stawki systemowej

[w z∏ za MWh];

KSS — koszty wynikajàce z rozliczeƒ za energi´ elektrycznà wytworzonà w skojarzeniu z wytwarzaniem ciep∏a, planowanà do zakupu w iloÊci

wynikajàcej z obowiàzku okreÊlonego w przepisach wydanych na podstawie art. 9a ust. 4

ustawy, kalkulowane w sposób okreÊlony

w ust. 4 [w z∏];

ES

— iloÊç energii elektrycznej pobieranà przez odbiorców z sieci krajowego systemu elektroenergetycznego [w MWh].

4. Koszty oznaczone symbolem „KSS”, o których

mowa w ust. 3, kalkuluje si´ wed∏ug wzoru

n

KSS = Σ ORei

i=1

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

KSS — koszty wynikajàce z rozliczeƒ za energi´ elektrycznà wytworzonà w skojarzeniu z wytwarzaniem ciep∏a [w z∏];

ORei — rocznà, planowanà kwot´ op∏at rekompensujàcych, o których mowa w § 31 ust. 1, p∏aconych,

przez operatora systemu przesy∏owego, danemu operatorowi systemu dystrybucyjnego za

zakupionà energi´ elektrycznà wytwarzanà

w skojarzeniu z wytwarzaniem ciep∏a, ustalonà

w sposób okreÊlony w § 31 ust. 1 [w z∏];

n — iloÊç operatorów systemów dystrybucyjnych

kupujàcych energi´ wytwarzanà w skojarzeniu.

5. Sk∏adnik wyrównawczy stawki systemowej,

o którym mowa w § 17 ust. 2 pkt 3, kalkuluje si´ wed∏ug wzoru

KSW

SoSW = ———

ES

Poz. 1114

wych, przeznaczonej do sprzeda˝y odbiorcom, dla których stosuje si´ jeden zestaw cen

lub stawek op∏at i warunków ich stosowania,

przez zarzàdc´ kontraktów, o którym mowa

w § 29, podwy˝szonà o jednostkowe koszty

w∏asne obrotu tà energià i koszty ryzyka handlowego zarzàdcy kontraktów [w z∏ za MWh];

w kalkulacji ceny zakupu energii elektrycznej

nie uwzgl´dnia si´ planowanych przychodów ze sprzeda˝y rezerw mocy i us∏ug, uzyskanych od jednostek wytwórczych obj´tych

umowami d∏ugoterminowymi;

CTH — planowanà Êrednià cen´ sprzeda˝y energii

elektrycznej okreÊlonà na podstawie cen

ustalonych w taryfie zarzàdcy kontraktów,

o którym mowa w § 29 [w z∏ za MWh];

EKD — iloÊç energii elektrycznej planowanà do

sprzeda˝y odbiorcom, dla których stosuje si´

jeden zestaw cen lub stawek op∏at i warunków ich stosowania, przez zarzàdc´ kontraktów, o którym mowa w § 29 [w MWh].

§ 21. 1. Operator systemu przesy∏owego kalkuluje

stawk´ rozliczeniowà, o której mowa w § 17 ust. 1

pkt 3, dla podmiotów zg∏aszajàcych grafiki obcià˝eƒ,

na podstawie kosztów uzasadnionych.

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

SoSW — sk∏adnik wyrównawczy stawki systemowej

[w z∏ za MWh];

KSW

ES

— koszty us∏ug dodatkowych polegajàcych na

utrzymywaniu wymaganego stanu krajowego systemu elektroenergetycznego, Êwiadczonych przez zarzàdc´ kontraktów, o którym mowa w § 29, na rzecz operatora systemu przesy∏owego poprzez wykonanie postanowieƒ umów sprzeda˝y mocy i energii

elektrycznej umo˝liwiajàcych realizacj´ przedsi´wzi´ç inwestycyjnych, o których mowa

w art. 45 ust. 1a ustawy, zwanych dalej

„umowami d∏ugoterminowymi”, kalkulowane w sposób okreÊlony w ust. 6;

— iloÊç energii elektrycznej pobieranà z sieci

krajowego systemu elektroenergetycznego

przez odbiorców [w MWh].

6. Koszty us∏ug dodatkowych, o których mowa

w ust. 5, kalkuluje si´ jako roczne koszty wynikajàce

z nak∏adów inwestycyjnych ponoszonych na przedsi´wzi´cia inwestycyjne, o których mowa w art. 45

ust. 1a ustawy, okreÊlone jako suma ró˝nic mi´dzy

zweryfikowanymi planowanymi p∏atnoÊciami wynikajàcymi z umów d∏ugoterminowych a planowanymi

przychodami ze sprzeda˝y mocy i energii elektrycznej,

obliczane wed∏ug wzoru

KSW = (CKD – CTH) x EKD

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

2. Stawk´ rozliczeniowà kalkuluje si´ jako iloraz

kosztów uzasadnionych budowy i rozwoju systemów

bilansowo-rozliczeniowych oraz ich eksploatacji, niezb´dnych do realizacji umów sprzeda˝y energii elektrycznej zg∏oszonych w formie grafików obcià˝eƒ, do

iloÊci energii elektrycznej okreÊlonej w tych grafikach.

3. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego mo˝e kalkulowaç stawk´ rozliczeniowà na

podstawie kosztów zakupu us∏ug przesy∏owych,

w cz´Êci przypadajàcej na op∏at´ rozliczeniowà oraz

w∏asnych kosztów, o których mowa w ust. 2, nieuwzgl´dnionych do kalkulacji sk∏adnika sta∏ego stawki sieciowej, wymienionego w § 18 ust. 2 pkt 1.

§ 22. 1. Przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce

si´ przesy∏aniem i dystrybucjà energii elektrycznej

mo˝e ustaliç w taryfie stawki op∏at i sposób obliczania

op∏at pobieranych za us∏ugi lub czynnoÊci wykonywane na dodatkowe zlecenie przy∏àczonego podmiotu.

2. Stawki op∏at, o których mowa w ust. 1, kalkuluje si´ na podstawie kosztów uzasadnionych realizacji

us∏ug lub czynnoÊci, w sposób eliminujàcy subsydiowanie skroÊne.

3. Op∏aty, o których mowa w ust. 1, ustala si´ za

1) przerwanie i wznowienie dostarczania energii

elektrycznej;

2) sprawdzenie prawid∏owoÊci wskazaƒ uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego;

KSW — koszty us∏ug dodatkowych, o których mowa

w ust. 5;

3) us∏ugi pogotowia technicznego.

CKD — planowanà Êrednià cen´ zakupu energii elektrycznej, na podstawie umów d∏ugotermino-

§ 23. 1. Przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce

si´ obrotem energià elektrycznà kalkuluje ceny energii

elektrycznej na podstawie kosztów uzasadnionych zakupu tej energii oraz w∏asnych kosztów uzasadnionych prowadzonej dzia∏alnoÊci w zakresie obrotu

energià elektrycznà.

2. Koszty uzasadnione zakupu energii elektrycznej

obejmujà koszty zakupionej energii z zachowaniem

zasad konkurencji i minimalizacji kosztów jej zakupu

oraz kosztów zakupionych us∏ug przesy∏owych, je˝eli

tak stanowi umowa sprzeda˝y energii elektrycznej.

3. W∏asne koszty uzasadnione ustala si´ na podstawie kosztów prowadzenia dzia∏alnoÊci gospodarczej

w zakresie obrotu energià elektrycznà, w tym kosztów

1) obs∏ugi handlowej zwiàzanej z obrotem energià

elektrycznà, z wy∏àczeniem kosztów przyj´tych do

kalkulacji stawki op∏aty abonamentowej;

2) finansowych.

4. Jednosk∏adnikowà stawk´ op∏aty za dostarczanà odbiorcy energi´ elektrycznà, o której mowa w § 8

ust. 4, kalkuluje si´ na podstawie ∏àcznych kosztów zakupu tej energii i Êwiadczenia us∏ugi przesy∏owej,

w przeliczeniu na jednostk´ dostarczonej odbiorcy

energii elektrycznej.

§ 24. Stawk´ op∏aty abonamentowej, o której mowa w § 7 ust. 2 pkt 3 i ust. 3 pkt 2, kalkuluje si´ na podstawie kosztów uzasadnionych

1) ponoszonych w zwiàzku z odczytywaniem wskazaƒ

uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych i ich kontrolà;

2) handlowej obs∏ugi odbiorców, polegajàcej na wystawianiu faktur i ich dostarczaniu.

§ 25. Przy ustalaniu wysokoÊci cen i stawek op∏at,

o których mowa w § 7, obliczonych w sposób okreÊlony w § 14 i 15 oraz § 19—24, dopuszcza si´ uwzgl´dnienie zysku, którego wysokoÊç wynika z analizy nak∏adów na przedsi´wzi´cia inwestycyjne uj´te w planach, o których mowa w § 12 ust. 2, przy zapewnieniu

ochrony interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen.

§ 26. 1. W celu okreÊlenia dopuszczalnych zmian

cen i stawek op∏at na dany rok okresu regulacji przedsi´biorstwo energetyczne ustala ceny wskaênikowe

dla poszczególnych rodzajów prowadzonej dzia∏alnoÊci gospodarczej.

2. Ceny wskaênikowe, o których mowa w ust. 1,

muszà spe∏niaç warunek okreÊlony wzorem

Cwn ≤ Cwn–1 x [1 + (RPIn–1 – Xn)/100]

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

Cwn

— cen´ wskaênikowà dla danego rodzaju

dzia∏alnoÊci gospodarczej w danym roku

okresu regulacji;

Cwn–1 — cen´ wskaênikowà dla danego rodzaju

dzia∏alnoÊci gospodarczej w roku poprzedzajàcym dany rok okresu regulacji;

Poz. 1114

RPIn–1 — Êrednioroczny wskaênik cen towarów

i us∏ug konsumpcyjnych ogó∏em, w poprzednim roku kalendarzowym, okreÊlony

w komunikacie Prezesa G∏ównego Urz´du

Statystycznego, og∏oszonym w Dzienniku

Urz´dowym

Rzeczypospolitej

Polskiej

„Monitor Polski” [w %];

Xn

— wspó∏czynnik korekcyjny, okreÊlajàcy projektowanà popraw´ efektywnoÊci funkcjonowania przedsi´biorstwa energetycznego

oraz zmian´ warunków prowadzenia przez

nie danego rodzaju dzia∏alnoÊci gospodarczej [w %]. Wspó∏czynnik korekcyjny na

pierwszy rok okresu regulacji uwzgl´dnia

si´ w cenach i stawkach op∏at zawartych

w taryfach.

3. Ceny wskaênikowe, o których mowa w ust. 1,

ustala si´ w zakresie

1) wytwarzania energii elektrycznej oraz obrotu tà

energià, jako Êrednià cen´ sprzedanej energii elektrycznej, stanowiàcà iloraz kalkulacyjnych przychodów z jej sprzeda˝y oraz stawek op∏at abonamentowych, wyliczanych wed∏ug cen i stawek

op∏at planowanych na dany rok okresu regulacji,

przy uwzgl´dnieniu wielkoÊci i struktury sprzeda˝y

przyj´tych do kalkulacji taryfy na pierwszy rok

okresu regulacji, zwany dalej „okresem bazowym”, do iloÊci sprzeda˝y tej energii przyj´tej do

kalkulacji taryfy na okres bazowy;

2) przesy∏ania i dystrybucji energii elektrycznej, jako

Êrednià cen´ dostarczania energii elektrycznej,

stanowiàcà iloraz kalkulacyjnych przychodów ze

sprzeda˝y us∏ug przesy∏owych oraz stawek op∏at

abonamentowych, wyliczanych na podstawie stawek op∏at planowanych w taryfie na dany rok

okresu regulacji, przy uwzgl´dnieniu wielkoÊci

i struktury sprzeda˝y tych us∏ug w okresie bazowym, do iloÊci dostaw energii elektrycznej przyj´tej do kalkulacji taryfy na okres bazowy.

4. W przychodach, okreÊlonych w ust. 3 pkt 1, nie

uwzgl´dnia si´ bonifikat i upustów oraz przychodów

uzyskanych z op∏at

1) za nielegalny pobór energii elektrycznej;

2) za niedotrzymanie warunków umów.

5. W przychodach, okreÊlonych w ust. 3 pkt 2, nie

uwzgl´dnia si´ bonifikat i upustów oraz przychodów

uzyskanych z op∏at

1) za przy∏àczenie do sieci;

2) za us∏ugi lub czynnoÊci wymienione w § 22 ust. 1;

3) za nielegalny pobór energii elektrycznej.

§ 27. 1. Je˝eli ochrona interesów odbiorców wymaga subsydiowania niektórych grup taryfowych,

przedsi´biorstwo energetyczne mo˝e ustaliç ceny

i stawki op∏at dla subsydiowanych grup taryfowych,

których poziom nie mo˝e byç wy˝szy, w stosunku do

ostatnio stosowanych cen i stawek op∏at, o wi´cej ni˝

3 punkty procentowe ponad Êrednioroczny wskaênik

cen towarów i us∏ug konsumpcyjnych ogó∏em w poprzednim roku kalendarzowym, okreÊlony w komunikacie Prezesa G∏ównego Urz´du Statystycznego, og∏oszonym w Dzienniku Urz´dowym Rzeczypospolitej

Polskiej „Monitor Polski”, z zastrze˝eniem ust. 2.

2. Je˝eli wzrost cen i stawek op∏at, dla subsydiowanych grup taryfowych, jest skutkiem eliminowania

subsydiowania skroÊnego pomi´dzy poszczególnymi

rodzajami dzia∏alnoÊci gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w energi´ elektrycznà w sposób, który powoduje, ˝e dla okreÊlonej grupy taryfowej wraz ze wzrostem sk∏adnika zmiennego poszczególnych cen i stawek op∏at nast´puje spadek sk∏adnika zmiennego innych cen i stawek op∏at, wzrost sumy tych sk∏adników

w taryfie, która b´dzie stosowana, w stosunku do sumy odpowiednich sk∏adników w poprzedniej taryfie

nie mo˝e byç wy˝szy o wi´cej ni˝ 3 punkty procentowe ponad Êrednioroczny wskaênik cen towarów

i us∏ug konsumpcyjnych okreÊlony w komunikacie,

o którym mowa w ust. 1.

§ 28. 1. W przypadku nowo tworzonego przedsi´biorstwa energetycznego lub podejmowania przez istniejàce przedsi´biorstwo nowego rodzaju dzia∏alnoÊci

gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w energi´ elektrycznà, taryf´ oraz cen´ wskaênikowà ustala si´ na podstawie planowanych wielkoÊci kosztów, przychodów

i sprzeda˝y, a tak˝e na podstawie analiz porównawczych

z innymi przedsi´biorstwami energetycznymi.

2. Przedsi´biorstwo energetyczne powsta∏e w wyniku ∏àczenia z innymi podmiotami lub podzia∏u przedsi´biorstwa energetycznego prowadzàcego dzia∏alnoÊç

w zakresie zaopatrzenia w energi´ elektrycznà zachowuje prawo do prowadzenia rozliczeƒ z odbiorcami na

podstawie cen i stawek op∏at ustalonych w taryfie

przedsi´biorstwa, które uleg∏o podzia∏owi albo zosta∏o

po∏àczone z innymi podmiotami, do dnia wejÊcia w ˝ycie taryfy ustalonej przez to przedsi´biorstwo i zatwierdzonej przez Prezesa Urz´du Regulacji Energetyki, jednak nie d∏u˝ej ni˝ przez okres 9 miesi´cy od dnia rozpocz´cia dzia∏alnoÊci, na którà uzyska∏o koncesj´.

3. Przedsi´biorstwo, o którym mowa w ust. 2, oblicza ceny wskaênikowe w sposób okreÊlony w § 26.

Poz. 1114

OSW = SoSW x Es

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

OSW — op∏at´ za us∏ugi dodatkowe, o których mowa

w § 20 ust. 5 [w z∏ za okres rozliczeniowy];

SoSW — sk∏adnik wyrównawczy stawki systemowej

[w z∏ za MWh];

Es

— iloÊç energii elektrycznej pobieranà przez

odbiorców z sieci krajowego systemu elektroenergetycznego [w MWh za okres rozliczeniowy].

§ 31. 1. Przedsi´biorstwo energetyczne b´dàce

jednoczeÊnie operatorem systemu dystrybucyjnego

kupujàc energi´ elektrycznà wytwarzanà w skojarzeniu z wytwarzaniem ciep∏a po cenach ustalonych

w sposób okreÊlony w § 15 ust. 1, rozlicza si´ z operatorem systemu przesy∏owego, obliczajàc op∏at´ rekompensujàcà wed∏ug wzoru

ORe = (Cs – Cor) x Ews

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

ORe — op∏at´ rekompensujàcà [w z∏ za miesiàc];

Cs

— cen´ zakupu energii elektrycznej wytwarzanej

w skojarzeniu z wytwarzaniem ciep∏a, obliczonà w sposób okreÊlony w § 15 ust. 1 [w z∏ za

MWh];

Cor — rocznà cen´ energii elektrycznej, ustalonà jako iloraz sumy przychodów uzyskanych ze

sprzeda˝y energii elektrycznej wytwarzanej

w jednostkach wytwórczych nieobj´tych

umowami d∏ugoterminowymi do iloÊci energii sprzedanej, a wytworzonej w tych jednostkach, w poprzednim roku kalendarzowym;

Ews — iloÊç energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciep∏a, zakupionej

w danym okresie rozliczeniowym po cenie

oznaczonej symbolem „Cs” [w MWh].

2. Je˝eli energia elektryczna wytwarzana w skojarzeniu z wytwarzaniem ciep∏a jest sprzedawana na

rynku bilansujàcym, rocznà cen´, o której mowa

w ust. 1, przyjmuje si´ w wysokoÊci ceny uzyskanej ze

sprzeda˝y tej energii w danym okresie rozliczeniowym

na tym rynku.

Rozdzia∏ 4

Szczegó∏owe zasady rozliczeƒ w obrocie

energià elektrycznà

§ 29. Wytwórca b´dàcy stronà umowy d∏ugoterminowej dokonuje rozliczenia kosztów, o których mowa

w art. 45 ust. 1a ustawy, z przedsi´biorstwem energetycznym b´dàcym stronà tej umowy, zwanym dalej

„zarzàdcà kontraktów”, zgodnie z postanowieniami

umowy d∏ugoterminowej.

§ 30. Zarzàdca kontraktów dokonuje rozliczenia

kosztów, o których mowa w § 20 ust. 5, z operatorem systemu przesy∏owego, obliczajàc op∏at´ wed∏ug

wzoru

§ 32. 1. Rozliczenia, mi´dzy przedsi´biorstwami

energetycznymi za dostarczonà energi´ elektrycznà

lub Êwiadczone us∏ugi przesy∏owe, sà prowadzone na

podstawie danych rozliczeniowych dotyczàcych okresu rozliczeniowego ustalonego w taryfie.

2. Podstawà do rozliczeƒ, o których mowa

w ust. 1, sà wskazania liczników, uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych, rejestrowane wielkoÊci niemierzalne oraz algorytmy ich przetwarzania na dane rozliczeniowe.

3. Dopuszcza si´ stosowanie w rozliczeniach

wst´pnych danych rozliczeniowych lub wielkoÊci zast´pczych, obliczonych w sposób okreÊlony w taryfie.

§ 33. 1. Op∏at´ przesy∏owà dla danego poziomu

napi´ç znamionowych oblicza si´ wed∏ug wzoru

Opoi = SSVn x Pi + SZVn x Epi + koi x SoS x Eoi + Spr x Ezi

Poz. 1114

3) odbiorców b´dàcych operatorami systemów dystrybucyjnych, prowadzàcych rozliczenia za Êwiadczone us∏ugi przesy∏owe z operatorem systemu

przesy∏owego jako koi = kor; wspó∏czynnik ten oblicza si´ wed∏ug wzoru

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

koi = kor = (kos x Eosr + kok x Eokr)/Eor

Opoi — op∏at´ przesy∏owà obliczonà dla danego odbiorcy [w z∏ za okres rozliczeniowy];

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

SSVn — sk∏adnik sta∏y stawki sieciowej za okres rozliczeniowy [w z∏/MW mocy umownej];

Pi

kor, kos, kok — wspó∏czynniki udzia∏u odbiorcy

w pokrywaniu kosztów systemowych ustalane w sposób okreÊlony

w pkt 1 i 2;

— moc umownà okreÊlonà dla danego odbiorcy [w MW];

SZVn — sk∏adnik

zmienny

[w z∏/MWh];

stawki

sieciowej

Epi

— iloÊç energii elektrycznej pobranej z sieci

przez danego odbiorc´ [w MWh za okres rozliczeniowy];

koi

— wspó∏czynnik udzia∏u odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustalonych dla danego odbiorcy w sposób okreÊlony w ust. 2;

SoS

— stawk´ systemowà, okreÊlonà jako suma

sk∏adników wymienionych w § 17 ust. 2

[w z∏/MWh];

Eoi

— iloÊç energii elektrycznej pobranà z sieci przez

odbiorców, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 2,

lub ustalonà dla operatorów systemów dystrybucyjnych jako iloÊç energii oznaczonà

symbolem „Eor”, o której mowa w ust. 2

pkt 3 [w MWh za okres rozliczeniowy];

Spr

— stawk´ rozliczeniowà [w z∏/MWh];

Ezi

— iloÊç energii elektrycznej okreÊlonà w zg∏oszonych do operatora grafikach obcià˝eƒ

[w MWh za okres rozliczeniowy]; dla odbiorców niezg∏aszajàcych umów sprzeda˝y energii elektrycznej Ezi = 0.

2. Wspó∏czynnik udzia∏u odbiorcy w pokrywaniu

kosztów systemowych ustala si´ dla

1) odbiorców, którzy w poprzednim roku kalendarzowym zu˝yli na w∏asne potrzeby nie mniej ni˝

500 GWh energii elektrycznej, z wykorzystaniem

nie mniej ni˝ 50 % mocy przy∏àczeniowej, dla których koszt energii elektrycznej stanowi nie mniej

ni˝ 20 % kosztów produkcji jako koi = kos = 0,1;

2) odbiorców w krajowym systemie elektroenergetycznym, innych ni˝ odbiorcy, o których mowa

w pkt 1, którzy ca∏oÊç kupowanej energii zu˝ywajà

na w∏asne potrzeby jako koi = kok; wspó∏czynnik

ten oblicza si´ wed∏ug wzoru

koi = kok = [(Eok + Eos) – kos x Eos] / Eok

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

Eos, Eok

— iloÊç energii elektrycznej pobranà

w poprzednim roku kalendarzowym

z sieci krajowego systemu elektroenergetycznego, odpowiednio przez tych

odbiorców oraz odbiorców, o których

mowa w pkt 1 [w MWh];

Eosr, Eokr

Eor

— iloÊç energii elektrycznej pobranej

z sieci nale˝àcych do operatora systemu dystrybucyjnego w poprzednim roku kalendarzowym przez odbiorców, o których mowa w pkt 1

i 2, przy∏àczanych do sieci tego operatora [w MWh];

— iloÊç energii elektrycznej równà sumie

Eosr, Eokr [w MWh].

3. Op∏at´ przesy∏owà dla wytwórców energii elektrycznej lub dostawców tej energii przesy∏anej z zagranicy oblicza si´ wed∏ug wzoru

Opw = Spr x EZ

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

Opw — op∏at´ przesy∏owà [w z∏ za okres rozliczeniowy];

Spr — stawk´ rozliczeniowà [w z∏/MWh];

EZ

— iloÊç energii elektrycznej okreÊlonà w zg∏oszonych do operatora grafikach obcià˝eƒ

[w MWh za okres rozliczeniowy].

4. Op∏at´ przesy∏owà dla przedsi´biorstw energetycznych zajmujàcych si´ obrotem energià elektrycznà nieprzy∏àczonych do sieci nale˝àcych do operatora, do którego zg∏aszajà grafiki obcià˝eƒ, oblicza si´ wed∏ug wzoru

Opn = 0,5 x Spr x (Esn + Ezn)

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

Opn — op∏at´ przesy∏owà [w z∏ za okres rozliczeniowy];

Spr — stawk´ rozliczeniowà [w z∏/MWh];

Esn — iloÊç energii elektrycznej odbieranej, okreÊlonà w zg∏oszonych do operatora grafikach obcià˝eƒ [w MWh za okres rozliczeniowy];

Ezn — iloÊç energii elektrycznej dostarczanej, okreÊlonà w zg∏oszonych do operatora grafikach

obcià˝eƒ [w MWh za okres rozliczeniowy].

5. Op∏at´ za us∏ugi przesy∏owe Êwiadczone mi´dzy

operatorami systemu dystrybucyjnego, na tym samym poziomie napi´ç znamionowych, oblicza si´ wed∏ug wzoru

m

Opovi = Σ (Ssvn x Pvi + Szvn x Epi + Spr x Ezi)

i=1

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

Opovi — op∏at´ przesy∏owà [w z∏ za okres rozliczeniowy];

Ssvn — sk∏adnik sta∏y stawki sieciowej [w z∏/MW];

Pvi

— moc umownà, okreÊlonà dla ka˝dego po∏àczenia sieci na tym samym poziomie napi´ç

znamionowych [w MW];

Szvn — sk∏adnik

zmienny

[w z∏/MWh];

stawki

sieciowej

Epi

— iloÊç energii elektrycznej pobranà przez dane po∏àczenie, okreÊlonà jako ró˝nica mi´dzy energià pobranà i oddanà [w MWh za

okres rozliczeniowy];

Spr

— stawk´ rozliczeniowà [w z∏/MWh];

Ezi

— iloÊç energii elektrycznej okreÊlonà w zg∏oszonych grafikach obcià˝eƒ [w MWh za

okres rozliczeniowy].

§ 34. Operator systemu dystrybucyjnego w odr´bnej umowie zawartej z innym operatorem mo˝e ustaliç inny ni˝ okreÊlony w § 33 sposób rozliczenia op∏aty

za Êwiadczone us∏ugi przesy∏owe na po∏àczeniach sieci, pod warunkiem równego traktowania podmiotów

korzystajàcych z tych sieci.

Poz. 1114

energetyczne dokonuje korekty uprzednio wystawionych rachunków.

2. Korekta, o której mowa w ust. 1, obejmuje ca∏y

okres rozliczeniowy lub okres, w którym wyst´powa∏y

stwierdzone nieprawid∏owoÊci lub b∏´dy.

§ 38. 1. Podstawà do wyliczenia wielkoÊci korekty

rachunków, o których mowa w § 37 ust. 1, jest wielkoÊç

b∏´du wskazaƒ uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego.

2. Je˝eli okreÊlenie b∏´du, o którym mowa

w ust. 1, nie jest mo˝liwe, podstaw´ do wyliczenia

wielkoÊci korekty stanowi Êrednia liczba jednostek

energii elektrycznej za okres doby, obliczana na podstawie sumy jednostek energii elektrycznej prawid∏owo wykazanych przez uk∏ad pomiarowo-rozliczeniowy

w poprzednim okresie rozliczeniowym, pomno˝ona

przez liczb´ dni okresu, którego dotyczy korekta rachunku; w wyliczaniu wielkoÊci korekty nale˝y

uwzgl´dniç sezonowoÊç poboru energii elektrycznej

oraz inne udokumentowane okolicznoÊci majàce

wp∏yw na wielkoÊç poboru tej energii.

3. Je˝eli nie mo˝na ustaliç Êredniego dobowego

zu˝ycia energii elektrycznej, podstawà wyliczenia wielkoÊci korekty jest wskazanie uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego z nast´pnego okresu rozliczeniowego.

§ 35. 1. Rozliczeƒ z odbiorcami za dostarczanà

energi´ elektrycznà i Êwiadczone us∏ugi przesy∏owe

dokonuje si´ w okresach rozliczeniowych, ustalonych

w taryfie.

§ 39. Nadp∏at´ wynikajàcà z wyliczonej korekty,

o której mowa w § 37 ust. 1, zalicza si´ na poczet p∏atnoÊci ustalonych na najbli˝szy okres rozliczeniowy,

o ile odbiorca nie za˝àda jej zwrotu.

2. Okres rozliczeniowy nie powinien byç d∏u˝szy

ni˝ dwa miesiàce, a dla odbiorców zaliczanych do

V grupy przy∏àczeniowej nie mo˝e byç d∏u˝szy ni˝ rok.

§ 40. 1. Za niedotrzymanie standardów jakoÊciowych

obs∏ugi odbiorców, okreÊlonych w odr´bnych przepisach, odbiorcom, na ich wniosek, przys∏ugujà bonifikaty

i upusty, w wysokoÊci okreÊlonej w taryfie lub umowie.

3. Je˝eli okres rozliczeniowy jest d∏u˝szy ni˝ miesiàc, w okresie tym mogà byç pobierane op∏aty za

energi´ elektrycznà w wysokoÊci okreÊlonej na podstawie prognozowanego zu˝ycia energii elektrycznej

w tym okresie.

4. Je˝eli w wyniku wnoszenia op∏at na podstawie

prognozowanego zu˝ycia tej energii, o którym mowa

w ust. 3, powstanie nadp∏ata za pobranà energi´ elektrycznà lub niedop∏ata

1) nadp∏ata podlega zaliczeniu na poczet p∏atnoÊci

ustalonych na najbli˝szy okres rozliczeniowy, o ile

odbiorca nie za˝àda jej zwrotu;

2. Przedsi´biorstwo energetyczne rozpatruje wniosek, o którym mowa w ust. 1, w terminie 30 dni od

dnia jego z∏o˝enia.

§ 41. 1. WysokoÊç bonifikaty i upustu za niedotrzymanie poziomu napi´cia znamionowego w danym

okresie doby, zale˝nie od wartoÊci odchylenia napi´cia

od dopuszczalnych wartoÊci granicznych, oblicza si´

1) je˝eli wartoÊç odchylenia napi´cia od dopuszczalnych wartoÊci granicznych nie przekracza 10 %,

odbiorcy przys∏uguje upust w wysokoÊci obliczonej wed∏ug wzoru

2) niedop∏ata jest doliczana do pierwszego rachunku,

ustalonego dla najbli˝szego okresu rozliczeniowego.

§ 36. Rozliczenia za dostarczanà energi´ elektrycznà sà dokonywane na podstawie wskazaƒ uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego dla miejsc dostarczania tej

energii, okreÊlonych w umowie sprzeda˝y i umowie

przesy∏owej. Dopuszcza si´ mo˝liwoÊç prowadzenia

∏àcznych rozliczeƒ dla wi´cej ni˝ jednego miejsca dostarczania energii elektrycznej.

§ 37. 1. W przypadku stwierdzenia b∏´dów, w pomiarze lub odczycie wskazaƒ uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego, które spowodowa∏y zawy˝enie nale˝noÊci za pobranà energi´ elektrycznà, przedsi´biorstwo

U

WUT = (———)2 x AT x CT

10 %

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

WUT — wysokoÊç upustu dla odbiorcy w danym okresie doby [w z∏];

U

— wartoÊç odchylenia napi´cia znamionowego od dopuszczalnych, okreÊlonych

w odr´bnych przepisach, wartoÊci granicznych [w %];

AT

— iloÊç energii elektrycznej dostarczonà

odbiorcy w danym okresie doby

[w jednostkach energii];

CT — cen´ energii elektrycznej okreÊlonà w taryfie dla danego okresu doby, w którym nastàpi∏o odchylenie napi´cia znamionowego

[w z∏ za jednostk´ energii];

2) je˝eli wartoÊç odchylenia napi´cia znamionowego

od dopuszczalnych wartoÊci granicznych przekracza 10 %, odbiorcy przys∏uguje upust uwzgl´dniajàcy bonifikat´, w ∏àcznej wysokoÊci obliczonej

wed∏ug wzoru

WUT = AT x CT + brT x tT

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

WUT — wysokoÊç upustu dla odbiorcy w danym

okresie doby [w z∏];

AT

— iloÊç energii elektrycznej dostarczonà odbiorcy w danym okresie doby [w jednostkach energii];

CT

— cen´ energii elektrycznej okreÊlonà w taryfie dla danego okresu doby, w którym

nastàpi∏o odchylenie napi´cia znamionowego [w z∏ za jednostk´ energii];

brT

— ustalonà w taryfie bonifikat´ za niedotrzymanie poziomu napi´cia znamionowego

w danym okresie doby [w z∏ za godzin´];

tT

— ∏àczny czas niedotrzymania poziomu napi´cia znamionowego w danym okresie

doby [w godzinach].

2. Za ka˝dà niedostarczonà jednostk´ energii elektrycznej odbiorcy przys∏uguje bonifikata w wysokoÊci

pi´ciokrotnoÊci ceny energii elektrycznej za okres,

w którym wystàpi∏a przerwa w dostarczaniu tej energii; iloÊç niedostarczonej energii elektrycznej w dniu,

w którym mia∏a miejsce przerwa w jej dostarczaniu,

ustala si´ na podstawie poboru tej energii w odpowiednim dniu poprzedniego tygodnia, z uwzgl´dnieniem czasu dopuszczalnych przerw okreÊlonych

w umowie.

3. W okresie, w którym nie by∏y dotrzymane standardy jakoÊciowe obs∏ugi odbiorców, a uk∏ad pomiarowo-rozliczeniowy uniemo˝liwia okreÊlenie iloÊci

energii elektrycznej dostarczonej odbiorcy, iloÊç tej

energii ustala si´ na podstawie poboru energii elektrycznej w analogicznym okresie rozliczeniowym tego

samego dnia tygodnia w poprzednim tygodniu oraz

proporcji liczby godzin, w których standardy jakoÊciowe obs∏ugi odbiorców nie zosta∏y dotrzymane, do ca∏kowitej liczby godzin w okresie rozliczeniowym.

§ 42. W przypadku niedotrzymania przez przedsi´biorstwo energetyczne standardów jakoÊciowych obs∏ugi odbiorców, o ile umowa sprzeda˝y energii elektrycznej lub umowa o Êwiadczenie us∏ug przesy∏owych nie stanowi inaczej, odbiorcom przys∏ugujà

op∏aty w nast´pujàcej wysokoÊci

1) za nieprzyj´cie zg∏oszeƒ lub reklamacji od odbiorcy — op∏ata w wysokoÊci 15,81 z∏;

2) za nieuzasadnionà zw∏ok´ w usuwaniu zak∏óceƒ

w dostarczaniu energii elektrycznej, spowodowa-

Poz. 1114

nych nieprawid∏owà pracà sieci — op∏ata w wysokoÊci 75,91 z∏;

3) za odmow´ udzielenia odbiorcom, na ich ˝àdanie,

informacji o przewidywanym terminie wznowienia

dostarczania energii elektrycznej, przerwanego

z powodu awarii sieci — op∏ata w wysokoÊci 7,59 z∏;

4) za niepowiadomienie, co najmniej z pi´ciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, w formie og∏oszeƒ prasowych, komunikatów

radiowych lub telewizyjnych, albo w inny sposób

przyj´ty na danym terenie, odbiorców zasilanych

z sieci o napi´ciu znamionowym nie wy˝szym ni˝

1 kV — op∏ata w wysokoÊci 15,18 z∏;

5) za niepowiadomienie w formie indywidualnych zawiadomieƒ pisemnych, telefonicznych lub za pomocà innego Êrodka telekomunikacji, co najmniej

z pi´ciodniowym wyprzedzeniem, o terminach

i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, odbiorców zasilanych z sieci o napi´ciu znamionowym wy˝szym ni˝ 1 kV — op∏ata

w wysokoÊci 151,83 z∏;

6) za niepoinformowanie na piÊmie, co najmniej z tygodniowym wyprzedzeniem, odbiorców zasilanych z sieci o napi´ciu znamionowym wy˝szym

ni˝ 1 kV o zamierzonej zmianie nastawieƒ w automatyce zabezpieczeniowej i innych parametrach

majàcych wp∏yw na wspó∏prac´ ruchowà z siecià

— op∏ata w wysokoÊci 75,91 z∏;

7) za niepoinformowanie na piÊmie, co najmniej

z rocznym wyprzedzeniem, odbiorców zasilanych

z sieci o napi´ciu znamionowym nie wy˝szym ni˝

1 kV, o koniecznoÊci dostosowania instalacji do

zmienionych warunków zasilania — op∏ata w wysokoÊci 75,91 z∏;

8) za niepoinformowanie na piÊmie, co najmniej

z trzyletnim wyprzedzeniem, odbiorców zasilanych z sieci o napi´ciu znamionowym wy˝szym

ni˝ 1 kV o koniecznoÊci dostosowania instalacji do

zmienionego napi´cia znamionowego, podwy˝szonego poziomu mocy zwarcia i innych warunków funkcjonowania sieci — op∏ata w wysokoÊci

151,83 z∏;

9) za nieuzasadnionà odmow´ odp∏atnego podj´cia

stosownych czynnoÊci w sieci, w celu umo˝liwienia bezpiecznego wykonania przez odbiorc´ lub

inny podmiot prac w obszarze oddzia∏ywania tej

sieci — op∏ata w wysokoÊci 75,91 z∏;

10) za nieudzielenie, na ˝àdanie odbiorcy, informacji

w sprawie zasad rozliczeƒ oraz aktualnych taryf —

op∏ata w wysokoÊci 7,59 z∏;

11) za przed∏u˝enie czternastodniowego terminu rozpatrzenia wniosku lub reklamacji odbiorcy w sprawie zasad rozliczeƒ i udzielenia odpowiedzi, za

ka˝dy dzieƒ zw∏oki — op∏ata w wysokoÊci 2,28 z∏.

§ 43. 1. Je˝eli energia elektryczna jest pobierana

bez zawarcia umowy sprzeda˝y energii elektrycznej

lub umowy o Êwiadczeniu us∏ug przesy∏owych, przed-

si´biorstwo energetyczne mo˝e obcià˝yç podmiot nielegalnie pobierajàcy energi´ op∏atami w wysokoÊci

pi´ciokrotnoÊci cen i stawek op∏at, okreÊlonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której podmiot by∏by zakwalifikowany, przyjmujàc rycza∏towe iloÊci zu˝ycia

energii okreÊlone w taryfie i wielkoÊç mocy wynikajàcà z sumy zainstalowanych odbiorników.

2. Je˝eli energia elektryczna jest pobierana niezgodnie z warunkami okreÊlonymi w umowie, przedsi´biorstwo energetyczne mo˝e obcià˝yç odbiorc´

op∏atami

1) w przypadku udowodnionego okresu nielegalnego

pobierania energii elektrycznej, w wysokoÊci dwukrotnoÊci cen i stawek op∏at okreÊlonych w taryfie

dla grupy taryfowej, do której jest zakwalifikowany odbiorca, przyjmujàc wielkoÊci pobieranej mocy i zu˝ycia tej energii, jakie wystàpi∏y w analogicznym okresie przed powstaniem nielegalnego

pobierania energii elektrycznej lub po jego ustaniu; op∏aty oblicza si´ dla ka˝dego miesiàca,

w którym nastàpi∏o pobranie energii elektrycznej

niezgodnie z umowà;

2) w przypadku, gdy nie mo˝na ustaliç iloÊci nielegalnie pobranej energii elektrycznej, w wysokoÊci

dwukrotnoÊci cen i stawek op∏at okreÊlonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zakwalifikowany odbiorca, przyjmujàc rycza∏towe wielkoÊci zu˝ycia tej energii, okreÊlone w taryfie i wielkoÊç mocy okreÊlonà w zawartej z odbiorcà umowie sprzeda˝y energii elektrycznej lub umowie

o Êwiadczenie us∏ug przesy∏owych.

3. Op∏aty, o których mowa w ust. 2 pkt 1, oblicza

si´ dla ca∏ego nieobj´tego przedawnieniem okresu

udowodnionego nielegalnego pobierania energii elektrycznej.

4. Rycza∏towe iloÊci energii, o których mowa

w ust. 1 i ust. 2 pkt 2, sà okreÊlane w taryfach jako iloÊci maksymalne i przedsi´biorstwo przy ustalaniu

op∏at mo˝e zastosowaç iloÊci mniejsze, uwzgl´dniajàc

rzeczywiste mo˝liwoÊci pobierania energii elektrycznej przez danego odbiorc´ wynikajàce z mocy i rodzaju zainstalowanych odbiorników.

5. Przedsi´biorstwo energetyczne mo˝e ustaliç

w taryfie op∏aty za wykonywanie nast´pujàcych czynnoÊci zwiàzanych ze stwierdzeniem nielegalnego pobierania energii elektrycznej

Poz. 1114

1) wymian´ uszkodzonego przez odbiorc´ licznika lub

innego urzàdzenia pomiarowego albo zniszczenie

tego licznika lub urzàdzenia;

2) sprawdzenie stanu technicznego uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego i za∏o˝enie nowych plomb na

zabezpieczeniu g∏ównym, w uk∏adzie pomiarowo-rozliczeniowym lub na innym elemencie podlegajàcym oplombowaniu, w miejsce zerwanych przez

odbiorc´ plomb lub przez niego uszkodzonych;

3) poddanie urzàdzenia pomiarowo-rozliczeniowego

ponownej legalizacji z powodu zerwania przez odbiorc´ plomb legalizacyjnych lub ich naruszenia;

4) za∏o˝enie, w miejsce zerwanej przez odbiorc´

plomby na wskaêniku mocy 15-minutowej lub innym urzàdzeniu zwiàzanym z pomiarem tej mocy,

lub naruszenie tej plomby.

Rozdzia∏ 5

Przepisy przejÊciowe i koƒcowe

§ 44. 1. Taryfy przedsi´biorstw energetycznych

obowiàzujàce przed dniem wejÊcia w ˝ycie niniejszego rozporzàdzenia obowiàzujà do dnia okreÊlonego

w decyzjach Prezesa Urz´du Regulacji Energetyki zatwierdzajàcych taryfy, z zastrze˝eniem ust. 2.

2. Taryfy operatorów obowiàzujàce przed dniem

wejÊcia w ˝ycie niniejszego rozporzàdzenia obowiàzujà do dnia 31 grudnia 2004 r.

3. Do spraw wszcz´tych, a niezakoƒczonych przed

dniem wejÊcia w ˝ycie niniejszego rozporzàdzenia, dotyczàcych taryf, stosuje si´ przepisy niniejszego rozporzàdzenia.

§ 45. Rozporzàdzenie wchodzi w ˝ycie po up∏ywie

3 dni od dnia og∏oszenia.2)

Minister Gospodarki, Pracy i Polityki Spo∏ecznej

J. Hausner

———————

2) Niniejsze rozporzàdzenie by∏o poprzedzone rozporzàdze-

niem Ministra Gospodarki z dnia 14 grudnia 2000 r.

w sprawie szczegó∏owych zasad kszta∏towania i kalkulacji

taryf oraz zasad rozliczeƒ w obrocie energià elektrycznà

(Dz. U. z 2001 r. Nr 1, poz. 7), które na podstawie art. 5

ustawy z dnia 24 lipca 2002 r. o zmianie ustawy — Prawo

energetyczne (Dz. U. Nr 135, poz. 1144) utraci∏o moc

z dniem 1 stycznia 2004 r.

Dziennik Ustaw i Monitor Polski (spis treÊci) dost´pne sà w Internecie pod adresem www.cokprm.gov.pl

Wydawca: Kancelaria Prezesa Rady Ministrów

Redakcja: Rzàdowe Centrum Legislacji — Redakcja Dziennika Ustaw Rzeczypospolitej Polskiej

oraz Dziennika Urz´dowego Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski”,

Al. Ujazdowskie 1/3, 00-583 Warszawa, tel. 622-66-56

Sk∏ad, druk i kolporta˝: Zak∏ad Wydawnictw i Poligrafii Centrum Obs∏ugi Kancelarii Prezesa Rady Ministrów

ul. Powsiƒska 69/71, 02-903 Warszawa, tel.: 694-67-50, 694-67-52; faks 694-62-06

Bezp∏atna infolinia: 0-800-287-581

www.cokprm.gov.pl

e-mail: dziust@cokprm.gov.pl

T∏oczono z polecenia Prezesa Rady Ministrów w Zak∏adzie Wydawnictw i Poligrafii Centrum Obs∏ugi Kancelarii Prezesa Rady Ministrów,

ul. Powsiƒska 69/71, 02-903 Warszawa

Zam. 962/W/C/2004

ISSN 0867-3411

Cena 2,40 z∏ (w tym 7% VAT)