Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 18 sierpnia 2011 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną

§ 1. Rozporządzenie określa szczegółowe zasady

1) kształtowania taryf dla energii elektrycznej;

2) kalkulacji cen i stawek opłat;

3) rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi.

§ 2. Użyte w rozporządzeniu określenia oznaczają

1) grupa przyłączeniowa — grupę podmiotów, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane

do sieci, sklasyfikowaną w następujący sposób

2) grupa taryfowa — grupę odbiorców kupujących

energię elektryczną lub korzystających z usługi

przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej

albo usługi kompleksowej, dla których stosuje się

jeden zestaw cen lub stawek opłat i warunków ich

stosowania;

3) miejsce dostarczania energii elektrycznej — punkt

w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne dostarcza energię elektryczną, określony

w umowie o przyłączenie do sieci albo w umowie

o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji

energii elektrycznej, albo w umowie sprzedaży

energii elektrycznej, albo w umowie kompleksowej, będący jednocześnie miejscem odbioru tej

energii;

rcl

a) grupa I — podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci

o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kV,

f) grupa VI — podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci poprzez tymczasowe przyłącze, które będzie, na zasadach

określonych w umowie, zastąpione przyłączem

docelowym, lub podmioty, których urządzenia,

instalacje i sieci są przyłączane do sieci na czas

określony, lecz nie dłuższy niż rok;

b) grupa II — podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym 110 kV,

c) grupa III — podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci

o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV,

lecz niższym niż 110 kV,

w.

d) grupa IV — podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż

1 kV oraz o mocy przyłączeniowej większej niż

40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym niż 63 A,

ww

e) grupa V — podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż

1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie większej niż

40 kW i prądzie znamionowym zabezpieczenia

przedlicznikowego nie większym niż 63 A,

1) Minister Gospodarki kieruje działem administracji rządo-

wej — gospodarka, na podstawie § 1 ust. 2 rozporządzenia

Prezesa Rady Ministrów z dnia 16 listopada 2007 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Gospodarki

(Dz. U. Nr 216, poz. 1593).

2) Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały

ogłoszone w Dz. U. z 2006 r. Nr 104, poz. 708, Nr 158,

poz. 1123 i Nr 170, poz. 1217, z 2007 r. Nr 21, poz. 124,

Nr 52, poz. 343, Nr 115, poz. 790 i Nr 130, poz. 905, z 2008 r.

Nr 180, poz. 1112 i Nr 227, poz. 1505, z 2009 r. Nr 3, poz. 11,

Nr 69, poz. 586, Nr 165, poz. 1316 i Nr 215, poz. 1664,

z 2010 r. Nr 21, poz. 104 i Nr 81, poz. 530 oraz z 2011 r.

Nr 94, poz. 551 i Nr 135, poz. 789.

4) miejsce przyłączenia — punkt w sieci, w którym

przyłącze łączy się z siecią;

5) moc przyłączeniowa — moc czynną planowaną do

pobierania lub wprowadzania do sieci, określoną

w umowie o przyłączenie do sieci jako wartość

maksymalną wyznaczaną w ciągu każdej godziny

okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej

mocy w okresach 15-minutowych, służącą do zaprojektowania przyłącza;

6) moc umowna — moc czynną pobieraną lub wprowadzaną do sieci, określoną w

a) umowie o świadczenie usług przesyłania lub

dystrybucji energii elektrycznej, umowie sprzedaży energii elektrycznej albo umowie kompleksowej jako wartość nie mniejszą niż wyznaczoną jako wartość maksymalną ze średniej wartości mocy w okresie 15 minut, z uwzględnieniem

współczynników odzwierciedlających specyfikę

układu zasilania odbiorcy, albo

b) umowie o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, zawieranej między operatorem

systemu przesyłowego elektroenergetycznego

a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającym co najmniej

dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, jako

średnią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w sieciowych miejscach dostarczania

energii elektrycznej, wyznaczoną na podstawie

wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych,

albo

2) rodzaje oraz wysokość cen lub stawek opłat dla

poszczególnych grup taryfowych, a także warunki

ich stosowania;

.go

v.p

l

c) umowie o świadczenie usług dystrybucji energii

elektrycznej, zawieranej między operatorami

systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającymi co najmniej dwa sieciowe

miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, jako średnią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych

pobieranych w miejscach połączeń sieci operatorów systemów dystrybucyjnych, wyznaczoną

na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych;

Poz. 1126

7) okres regulacji — okres, na jaki zostały ustalone

wartości współczynników korekcyjnych, o których

mowa w § 21;

8) przyłącze — odcinek lub element sieci służący do

połączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu,

o wymaganej przez niego mocy przyłączeniowej,

z pozostałą częścią sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego na rzecz podmiotu przyłączanego usługę przesyłania lub dystrybucji energii

elektrycznej;

9) rezerwa mocy — możliwą do wykorzystania w danym okresie zdolność jednostek wytwórczych do

wytwarzania energii elektrycznej i dostarczania jej

do sieci;

a) bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców,

b) opłat za

— przyłączenie do sieci,

— usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie

odbiorcy,

— nielegalny pobór energii elektrycznej,

— ponadumowny pobór energii biernej i przekroczenia mocy umownej,

— wznowienie dostarczania energii elektrycznej, jeżeli wstrzymanie jej dostarczania nastąpiło z przyczyn, o których mowa w art. 6

ust. 3 i 3a ustawy.

2. Określone w taryfie ceny lub stawki opłat dla

poszczególnych grup taryfowych różnicuje się odpowiednio do kosztów uzasadnionych wykonywanej

działalności gospodarczej związanej z zaopatrzeniem

w energię elektryczną.

3. Taryfę kształtuje się w taki sposób, aby odbiorca

mógł na jej podstawie obliczyć należność odpowiadającą zakresowi usług związanych z zaopatrzeniem

w energię elektryczną, określonemu w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo w umowie kompleksowej.

rcl

10) sieciowe miejsce dostarczania energii elektrycznej

— miejsce dostarczania energii elektrycznej z sieci

przesyłowej operatora systemu przesyłowego

elektroenergetycznego, z którego jest zasilana sieć

dystrybucyjna 110 kV pracująca trwale lub okresowo w układach pierścieniowych;

3) sposób ustalania

11) układ pomiarowo-rozliczeniowy — liczniki i inne

urządzenia pomiarowe lub pomiarowo-rozliczeniowe, w szczególności: liczniki energii czynnej,

liczniki energii biernej oraz przekładniki prądowe

i napięciowe, a także układy połączeń między nimi,

służące bezpośrednio lub pośrednio do pomiarów

energii elektrycznej i rozliczeń za tę energię;

w.

12) usługi systemowe — usługi świadczone na rzecz

operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego niezbędne do zapewnienia przez tego

operatora prawidłowego funkcjonowania systemu

elektroenergetycznego, niezawodności jego pracy

i utrzymywania parametrów jakościowych energii

elektrycznej.

Rozdział 2

ww

Szczegółowe zasady kształtowania taryf

§ 3. Przedsiębiorstwo energetyczne ustala taryfę

w sposób zapewniający

1) pokrycie kosztów uzasadnionych w zakresie określonym w art. 45 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r.

— Prawo energetyczne, zwanej dalej „ustawą”;

§ 5. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące

działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania

energii elektrycznej zawiera w taryfie

1) ceny energii elektrycznej;

2) stawki opłat za rezerwy mocy;

3) stawki opłat za usługi systemowe;

4) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz

standardów jakościowych obsługi odbiorców;

5) sposób ustalania opłat za nielegalny pobór energii

elektrycznej.

2. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące

działalność gospodarczą w zakresie przesyłania energii elektrycznej zawiera w taryfie

2) eliminowanie subsydiowania skrośnego.

1) stawki opłat za świadczenie usług przesyłania

energii elektrycznej, zwane dalej „stawkami opłat

przesyłowych”;

§ 4. 1. Taryfa, odpowiednio do zakresu wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności

gospodarczej, określa

2) sposób ustalania opłat za przyłączenie do sieci;

1) grupy taryfowe i szczegółowe kryteria kwalifikowania odbiorców do tych grup;

3) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz

standardów jakościowych obsługi odbiorców;

a) ponadumowny pobór energii biernej,

b) przekroczenia mocy umownej,

c) nielegalny pobór energii elektrycznej.

3. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące

działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej zawiera w taryfie

1) stawki opłat za przyłączenie do sieci lub sposób

ustalania tych opłat;

2) stawki opłat za świadczenie usług dystrybucji

energii elektrycznej, zwane dalej „stawkami opłat

dystrybucyjnych”;

3) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz

standardów jakościowych obsługi odbiorców;

4) sposób ustalania opłat za

a) ponadumowny pobór energii biernej,

b) przekroczenia mocy umownej,

-rozliczeniowe, celem zasilania w szczególności silników syren alarmowych, stacji ochrony katodowej gazociągów oraz oświetlania reklam, a także w przypadku krótkotrwałego poboru energii elektrycznej trwającego nie dłużej niż rok.

.go

v.p

l

4) sposób ustalania opłat za

Poz. 1126

c) usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy,

§ 7. 1. Odbiorca, który

1) pobiera energię elektryczną z kilku miejsc dostarczania energii elektrycznej, położonych w sieci

o różnych poziomach napięć — jest zaliczany do

grup taryfowych oddzielnie w każdym z tych

miejsc,

2) pobiera energię elektryczną z kilku miejsc dostarczania energii elektrycznej, położonych w sieci

o jednakowych poziomach napięć — może być zaliczony do grup taryfowych oddzielnie w każdym

z tych miejsc, z zastrzeżeniem pkt 3,

3) pobiera energię elektryczną w celu zasilania jednego zespołu urządzeń z więcej niż jednego miejsca

dostarczania energii elektrycznej na tym samym

poziomie napięcia — wybiera grupę taryfową jednakową dla wszystkich miejsc dostarczania

— zgodnie z kryteriami podziału odbiorców na grupy

taryfowe przyjętymi w danym przedsiębiorstwie

energetycznym.

d) nielegalny pobór energii elektrycznej.

2. Odbiorca, który ze względu na przyjęty w przedsiębiorstwie energetycznym podział odbiorców na

grupy taryfowe, dokonany na podstawie kryteriów,

o których mowa w § 6 ust. 1, może być dla danego

miejsca dostarczania energii elektrycznej zaliczony do

więcej niż jednej grupy taryfowej, wybiera jedną spośród tych grup.

rcl

4. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące

działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią

elektryczną zawiera w taryfie

1) ceny energii elektrycznej;

2) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie

standardów jakościowych obsługi odbiorców.

w.

§ 6. 1. Podział odbiorców na grupy taryfowe jest dokonywany w zależności od poziomu kosztów uzasadnionych, ponoszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne za dostarczanie energii elektrycznej do tych odbiorców, na podstawie następujących kryteriów

1) poziomu napięcia sieci w miejscu dostarczania

energii elektrycznej;

2) wartości mocy umownej;

3) systemu rozliczeń;

4) liczby rozliczeniowych stref czasowych;

ww

5) zużycia energii elektrycznej na potrzeby gospodarstw domowych.

2. Ceny lub stawki opłat, o których mowa w § 5,

mogą być różnicowane dla poszczególnych grup taryfowych z uwzględnieniem podziału doby i roku na

strefy i okresy czasowe. Taryfa może przewidywać

więcej niż jeden sposób podziału doby na strefy czasowe.

3. Przedsiębiorstwo energetyczne może utworzyć

odrębną grupę taryfową dla odbiorców przyłączonych

do sieci, niezależnie od poziomu napięcia znamionowego sieci, których instalacje, za zgodą tego przedsiębiorstwa, nie są wyposażone w układy pomiarowo-

3. Odbiorca, o którym mowa w ust. 2, może wystąpić do przedsiębiorstwa energetycznego o zmianę

grupy taryfowej nie częściej niż raz na 12 miesięcy,

a w przypadku zmiany stawek opłat — w okresie

60 dni od dnia wejścia w życie nowej taryfy. Warunki

zmiany grupy taryfowej określa umowa sprzedaży

energii elektrycznej albo umowa o świadczenie usług

przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo

umowa kompleksowa.

Rozdział 3

Szczegółowe zasady kalkulacji cen i stawek opłat

§ 8. Ceny lub stawki opłat zawarte w taryfie kalkuluje się na okres 12 miesięcy kalendarzowych.

§ 9. Koszty uzasadnione uwzględniane w kalkulacji

cen lub stawek opłat, o których mowa w § 8, dla wykonywanej działalności gospodarczej w zakresie

1) wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii

elektrycznej — stanowią planowane, dla danego

roku, koszty uzasadnione przedsiębiorstwa energetycznego, uwzględniające uzasadniony zwrot

z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą;

2) obrotu energią elektryczną — stanowią planowane dla danego roku koszty uzasadnione, o których

mowa w § 20.

1) zgodnie z art. 44 i 45 ustawy oraz zasadami ewidencji kosztów określonymi w przepisach o rachunkowości;

2) na podstawie planowanych, dla każdego roku

okresu regulacji, ilości energii elektrycznej przewidywanych do sprzedaży, wytworzenia, przesłania

lub dystrybucji, a także wielkości mocy umownej.

2. Podstawą oceny

1) składnik stały — za utrzymanie gotowości do

świadczenia poszczególnych rodzajów usług systemowych, wyrażony w zł/h lub zł/miesiąc, lub

w zł/MW/h, lub zł/kW/h, lub zł/MW/miesiąc, lub

zł/kW/miesiąc;

.go

v.p

l

§ 10. 1. Koszty, o których mowa w § 9, ustala się

Poz. 1126

1) kosztów, o których mowa w ust. 1, są porównywalne koszty poniesione przez przedsiębiorstwo

energetyczne w roku kalendarzowym poprzedzającym rok ustalania taryfy, określone na podstawie sprawozdań finansowych dla poszczególnych

rodzajów wykonywanej działalności gospodarczej,

o których mowa w art. 44 ust. 2 ustawy;

2) składnik zmienny — za świadczenie usług systemowych, wyrażony w zł/MWh lub zł/kWh.

3. Jednostkowe koszty stałe, oznaczone symbolem „kjs”, oblicza się według wzoru

Ksp

kjs = –––––––––––––––

n

n

YPdwi + YPdri

i=1

i=1

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Ksp

2) ilości, o których mowa w ust. 1 pkt 2, są ilości wynikające z poprzednich okresów.

— koszty stałe planowane, dla każdego roku

okresu regulacji, ustalone dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, z wyłączeniem kosztów, o których mowa w ust. 4 [w zł],

3. Podstawą oceny kosztów, o których mowa

w ust. 1, mogą być porównywalne koszty wykonywania działalności gospodarczej w przedsiębiorstwach

energetycznych wykonujących tego samego rodzaju

działalność gospodarczą o zbliżonych warunkach jej

wykonywania.

Pdwi — moc dyspozycyjną planowaną na każdą godzinę dla danej jednostki wytwórczej lub

grup takich jednostek, wykorzystaną do produkcji energii elektrycznej, planowaną do

sprzedaży w każdym roku okresu regulacji

[w MW/h lub kW/h],

§ 11. 1. Koszty wspólne dla wszystkich lub kilku rodzajów wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej oraz koszty wspólne

dla wszystkich lub kilku grup taryfowych dzieli się na

poszczególne rodzaje wykonywanej działalności

gospodarczej i na poszczególne grupy taryfowe, a także w odniesieniu do poszczególnych rodzajów cen

i stawek opłat, zgodnie z przyjętą w przedsiębiorstwie

metodą podziału kosztów. Przyjęta metoda podziału

kosztów powinna zapewnić podział kosztów odpowiadających zaangażowaniu zasobów przedsiębiorstwa

w zaopatrzenie w energię elektryczną odbiorców z poszczególnych grup taryfowych.

Pdri

w.

rcl

— moc dyspozycyjną jednostki wytwórczej lub

grup takich jednostek, planowaną do sprzedaży jako rezerwa mocy w poszczególnych

godzinach, w każdym roku okresu regulacji

[w MW/h lub kW/h],

2. Metoda podziału kosztów, zasady ewidencji

kosztów oraz podział odbiorców na grupy taryfowe

nie mogą ulec zmianie w okresie regulacji.

§ 12. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące

się wytwarzaniem energii elektrycznej kalkuluje ustalone w taryfie

ww

1) ceny energii elektrycznej — na podstawie sumy

jednostkowych kosztów stałych i zmiennych, ustalonych w sposób określony w ust. 3 i 4 [w zł/MWh

lub zł/kWh];

2) stawki opłat za rezerwy mocy — na podstawie jednostkowych kosztów stałych ustalonych w sposób

określony w ust. 3 [w zł/MW/h lub zł/kW/h];

3) stawki opłat za usługi systemowe — na podstawie

kosztów uzasadnionych stałych i zmiennych

świadczenia tych usług, wynikających ze zwiększenia kosztów ponad koszty wytwarzania energii

elektrycznej, o których mowa w pkt 1 i 2.

2. Stawki opłat, o których mowa w ust. 1 pkt 3, mogą być kalkulowane z podziałem na

n

— liczbę godzin, planowaną dla mocy dyspozycyjnej, oznaczonej symbolem „Pdwi”, albo

dla mocy dyspozycyjnej, oznaczonej symbolem „Pdri”, w każdym roku okresu regulacji.

4. Jednostkowe koszty zmienne [w zł/MWh lub

zł/kWh], oznaczone symbolem „kjz”, oblicza się według wzoru

Kzp + Kze + Kzw

kjz = ––––––––––––––––

Ejw

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Kzp — koszty paliwa łącznie z kosztami jego transportu i składowania, planowanego do zużycia

w każdym roku okresu regulacji, dla jednostki

wytwórczej lub grup takich jednostek [w zł],

Kze — koszty opłat za gospodarcze korzystanie ze

środowiska oraz składowanie odpadów paleniskowych, planowane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek w każdym roku

okresu regulacji [w zł],

Kzw — pozostałe koszty zmienne, planowane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek

w każdym roku okresu regulacji [w zł],

Ejw — ilość energii elektrycznej, planowaną do

sprzedaży, wytworzoną przez jednostkę wytwórczą lub grupę takich jednostek, w każdym

roku okresu regulacji [w MWh lub kWh].

8. Za zwiększenie mocy przyłączeniowej, dokonywanej na wniosek danego podmiotu zakwalifikowanego do

.go

v.p

l

§ 13. 1. Opłaty za przyłączenie do sieci ustala się

dla podmiotów zaliczanych do grupy przyłączeniowej

Poz. 1126

1) I, II, III oraz VI — przyłączanych do sieci o napięciu

znamionowym wyższym niż 1 kV i nie wyższym niż

110 kV, z wyłączeniem przyłączenia źródeł i sieci

— na podstawie jednej czwartej rzeczywistych nakładów poniesionych na realizację przyłączenia;

2) IV i V oraz VI — przyłączanych do sieci o napięciu

znamionowym nie wyższym niż 1 kV, z wyłączeniem przyłączenia źródeł i sieci — na podstawie

stawek opłat kalkulowanych na zasadach określonych w art. 7 ust. 8 pkt 2 ustawy oraz w zależności

od rodzaju stawki odpowiednio do wielkości mocy

przyłączeniowej, długości odcinka sieci służącego

do przyłączenia lub rodzaju tego odcinka (napowietrzne lub kablowe).

2. Stawki opłat, o których mowa w ust. 1 pkt 2, dla

przyłącza kablowego uwzględniają koszty zakupu

i montażu

1) złącza kablowego wraz z jego obudową i wyposażeniem;

2) układu pomiarowo-rozliczeniowego i zabezpieczenia przedlicznikowego wraz z ich obudową i wyposażeniem do ich montażu.

2) grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1

pkt 2 — pobiera się opłatę stanowiącą iloczyn

stawki opłaty ustalonej w taryfie i przyrostu mocy

przyłączeniowej.

9. Za wymianę lub przebudowę przyłącza bez

zwiększenia mocy przyłączeniowej, dokonywaną na

wniosek przyłączonego podmiotu, opłatę ustala się na

podstawie rzeczywistych nakładów z tym związanych.

10. Za wymianę lub przebudowę przyłącza związaną ze zwiększeniem mocy przyłączeniowej, dokonywaną na wniosek przyłączonego podmiotu zakwalifikowanego do

1) grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1

pkt 1 — pobiera się opłatę stanowiącą sumę rzeczywistych nakładów poniesionych na wymianę

lub przebudowę przyłącza ustalonych dla dotychczasowej wielkości mocy przyłączeniowej oraz

opłaty za przyrost mocy przyłączeniowej stosownie do ust. 1 pkt 1;

2) grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1

pkt 2 — pobiera się opłatę obliczoną jako sumę

rzeczywistych nakładów poniesionych na wymianę lub przebudowę przyłącza ustalonych dla dotychczasowej wielkości mocy przyłączeniowej

i opłaty za przyrost mocy wynikającej z iloczynu

stawki opłaty ustalonej w taryfie, zależnej od rodzaju przyłącza (napowietrzne lub kablowe) i przyrostu mocy przyłączeniowej.

rcl

3. W zależności od przyjętego rozwiązania technicznego przez obudowę, o której mowa w ust. 2, rozumie się szafkę złączowo-pomiarową zintegrowaną

lub modułową wspólną dla złącza i układu pomiarowo-rozliczeniowego lub odpowiadające jej funkcjonalnie oddzielne szafki złączowe i pomiarowe lub szafki pomiarowe.

1) grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1

pkt 1 — pobiera się opłatę ustalaną stosownie do

ust. 1 pkt 1;

w.

4. Przepisu ust. 2 pkt 2 nie stosuje się do przyłączy

kablowych w budynkach wielolokalowych oraz innych

zespołach obiektów, w których lokalizacja układów

pomiarowo-rozliczeniowych nie pokrywa się z lokalizacją złączy kablowych.

ww

5. W nakładach, o których mowa w art. 7 ust. 8

ustawy, uwzględnia się wydatki ponoszone na wykonanie prac projektowych i geodezyjnych, uzgadnianie

dokumentacji, uzyskanie pozwoleń na budowę, zakup

materiałów do budowy odcinków sieci służących do

przyłączenia podmiotów do sieci z uwzględnieniem

długości tych odcinków, roboty budowlano-montażowe wraz z nadzorem, wykonanie niezbędnych prób,

koszty sporządzenia ekspertyzy wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny, a także koszty uzyskania praw do nieruchomości oraz zajęcia terenu, niezbędne do budowy lub eksploatacji urządzeń.

6. Przyłączany podmiot może wybrać rodzaj przyłącza — kablowe lub napowietrzne, o ile jest on możliwy do realizacji ze względów technicznych.

7. W przypadku obiektów wymagających wielostronnego układu zasilania, z wyjątkiem zasilania rezerwowego, opłatę za przyłączenie ustala się w sposób określony w ust. 1—5. W przypadku zasilania rezerwowego opłatę za przyłączenie ustala się na podstawie rzeczywistych nakładów.

§ 14. 1. Stawki opłat przesyłowych kalkuluje się

z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające z

1) przesyłania energii elektrycznej;

2) korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego;

3) prowadzenia rozliczeń z tytułu wymiany energii

elektrycznej między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi państw niebędących członkami Unii Europejskiej.

2. Stawki opłat przesyłowych

1) o których mowa w ust. 1 pkt 2, zwane dalej „stawkami jakościowymi”,

2) o których mowa w ust. 1 pkt 3, zwane dalej „stawkami rynkowymi”

— kalkuluje się jako jednoskładnikowe.

3. Stawki opłat dystrybucyjnych kalkuluje się

z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające z

1) dystrybucji energii elektrycznej;

3) odczytywania wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych i ich bieżącej kontroli.

z uwzględnieniem uzasadnionego zwrotu z kapitału

zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii

elektrycznej, odpowiadającemu określonemu poziomowi napięć.

4. Stawki opłat dystrybucyjnych, o których mowa

w ust. 3 pkt 2, kalkuluje się jako jednoskładnikowe, na

podstawie kosztów zakupu usług przesyłania energii

elektrycznej od operatora systemu przesyłowego

elektroenergetycznego w części dotyczącej korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego.

§ 16. 1. Składnik stały stawki sieciowej, o którym

mowa w § 14 ust. 7 pkt 1, kalkuluje się na podstawie

planowanych do poniesienia kosztów stałych

z uwzględnieniem udziału opłat stałych w łącznych

opłatach za świadczone usługi przesyłania lub dystrybucji, o których mowa w art. 45 ust. 5 ustawy.

5. Stawki opłat dystrybucyjnych, o których mowa

w ust. 3 pkt 3, zwane dalej „stawkami abonamentowymi”, kalkuluje się jako jednoskładnikowe.

2. Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym

mowa w § 14 ust. 7 pkt 2, kalkuluje się na podstawie

planowanych kosztów uzasadnionych

6. Stawki abonamentowe są różnicowane ze

względu na długość okresu rozliczeniowego.

7. Stawki opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych,

o których mowa w ust. 1 pkt 1 i ust. 3 pkt 1, zwane

dalej „stawkami sieciowymi”, kalkuluje się jako dwuskładnikowe z podziałem na składnik

1) zakupu energii elektrycznej w ilości niezbędnej do

pokrycia różnicy między ilością energii elektrycznej wprowadzanej do sieci danego poziomu napięć znamionowych a ilością energii pobranej z tej

sieci przez odbiorców lub przesłanej, lub dystrybuowanej do sieci innych poziomów napięć znamionowych;

1) stały stawki sieciowej — obliczany na jednostkę

mocy umownej, a dla odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwie domowym — obliczany

w odniesieniu do układu pomiarowo-rozliczeniowego;

2) zmiennych za przesyłanie lub dystrybucję energii

elektrycznej sieciami innych poziomów napięć

znamionowych i sieciami należącymi do innych

operatorów lub innych przedsiębiorstw energetycznych;

.go

v.p

l

2) korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego;

3) stałych za przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej w części nieuwzględnionej w składniku

stałym, o którym mowa w § 14 ust. 7 pkt 1, stosownie do art. 45 ust. 5 ustawy.

rcl

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

w.

8. W przypadku operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, posiadającego co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii

elektrycznej połączone siecią tego operatora, w odniesieniu do tych miejsc, jako energię elektryczną pobraną, o której mowa w ust. 7 pkt 2, przyjmowaną do

kalkulacji i prowadzenia rozliczeń w zakresie składnika zmiennego stawki sieciowej za świadczone usługi

przesyłania energii elektrycznej, przyjmuje się nadwyżkę wynikającą z różnicy między ilością energii

elektrycznej pobranej a ilością energii elektrycznej

oddanej przez operatora systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego, w danym miejscu jej dostarczania.

ww

§ 15. 1. Stawki opłat przesyłowych, o których mowa w § 14 ust. 1 pkt 1, kalkuluje się dla sieci przesyłowych elektroenergetycznych.

2. Stawki opłat dystrybucyjnych, o których mowa

w § 14 ust. 3 pkt 1, kalkuluje się z uwzględnieniem podziału sieci na poziomy napięć znamionowych

1) wysokich — obejmujących napięcie znamionowe

110 kV;

2) średnich — obejmujących napięcie znamionowe

wyższe niż 1 kV i niższe niż 110 kV;

3) niskich — obejmujących napięcie znamionowe

nie wyższe niż 1 kV.

3. Stawki sieciowe kalkuluje się na podstawie

kosztów uzasadnionych dla danej grupy taryfowej

3. Składnik stały stawki sieciowej, o którym mowa

w § 14 ust. 7 pkt 1, oznaczony symbolem „SSVn”, kalkuluje się według wzoru

1) dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, zaliczonych do danej grupy taryfowej [w zł/MW lub zł/kW]

KSVn

SSVn = –––––––

PVn

gdzie poszczególne symbole oznaczają

KSVn — sumę planowanych do poniesienia,

w każdym roku okresu regulacji, kosztów

stałych, o których mowa w ust. 1, pokrywanych przez odbiorców zaliczanych do

danej grupy taryfowej,

PVn — wartość mocy umownej — określoną jako sumę mocy umownej planowanej do

pobrania z sieci, w każdym roku okresu

regulacji, przez odbiorców zaliczonych

do danej grupy taryfowej, w tym operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych,

przedsiębiorstwa

energetyczne świadczące usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej

niebędące operatorami oraz przedsiębiorstwa energetyczne świadczące usługi

kompleksowe,

z

zastrzeżeniem

ust. 7—10;

KSVn

SSVn = ––––––

nG

gdzie poszczególne symbole oznaczają

KSVn — sumę planowanych do poniesienia,

w każdym roku okresu regulacji, kosztów

stałych, o których mowa w ust. 1, pokrywanych przez odbiorców zaliczanych do

danej grupy taryfowej,

— liczbę układów pomiarowo-rozliczenionG

wych w gospodarstwach domowych.

4. Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym

mowa w § 14 ust. 7 pkt 2, dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych,

zaliczonych do danej grupy taryfowej, oznaczony

symbolem „SZVn” [w zł/MWh lub zł/kWh], kalkuluje się

według wzoru

KZVn

SZVn = ––––––

EVn

elektroenergetycznego i stosowaną w rozliczeniach

zgodnie z § 24, dla tych miejsc dostarczania energii

elektrycznej, wyznacza się dla każdego roku okresu regulacji jako średnią z maksymalnych łącznych mocy

średniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego

w sieciowych miejscach dostarczania energii elektrycznej, w sposób określony w ust. 9.

.go

v.p

l

2) dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwie domowym [w zł/miesiąc]

Poz. 1126

9. Wartości maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych, o których mowa w ust. 7 i 8, wyznacza

się na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych, przez wyznaczenie średniej arytmetycznej z pięciu pomiarów wybranych z siedmiu pomiarów maksymalnego poboru mocy średniogodzinnej

i po odrzuceniu dwóch pomiarów maksymalnych, dokonanych w okresie od dnia 1 lipca roku n-2 do dnia

30 czerwca roku n-1, gdzie „n” jest rokiem obowiązywania taryfy, przy zachowaniu co najmniej 240 godzin

przerw między poszczególnymi pomiarami.

w.

rcl

gdzie poszczególne symbole oznaczają

KZVn — sumę planowanych do poniesienia, w każdym roku okresu regulacji, kosztów zmiennych, o których mowa w ust. 2, przenoszonych na odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej,

EVn — sumę energii elektrycznej planowanej do pobrania, w każdym roku okresu regulacji, przez

odbiorców przyłączonych do sieci danego

poziomu napięć znamionowych Vn, zaliczonych do danej grupy taryfowej [w MWh lub

kWh]; ilość energii elektrycznej planowanej

do pobrania z sieci przesyłowej przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego co najmniej dwa

sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora,

w tych miejscach dostarczania, wyznacza się

w sposób, o którym mowa w § 14 ust. 8.

8. Wartość mocy umownej przyjmowaną do kalkulacji składnika stałego stawki sieciowej w taryfie operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego i stosowaną w rozliczeniach zgodnie z § 27 ust. 1,

za świadczone usługi dystrybucji, między operatorami

systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych,

z których każdy posiada co najmniej po dwa sieciowe

miejsca dostarczania połączone siecią tego operatora,

wyznacza się dla każdego roku okresu regulacji jako

średnią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w miejscach połączeń sieci operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, wyznaczoną na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych.

ww

5. Moc umowna jest zamawiana dla miejsc dostarczania przez odbiorców, w tym przez operatorów

systemów dystrybucyjnych, korzystających z usług

przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub

z usługi kompleksowej w przedsiębiorstwach energetycznych świadczących te usługi, z zastrzeżeniem

ust. 7 i 8.

6. Jeżeli umowa o świadczenie usług przesyłania

lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa nie stanowią inaczej, moc umowna może

być zamawiana łącznie dla dwóch lub więcej miejsc

dostarczania.

7. Wartość mocy umownej dla operatora systemu

dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania

energii elektrycznej połączone siecią tego operatora,

przyjmowaną do kalkulacji składnika stałego stawki

sieciowej w taryfie operatora systemu przesyłowego

10. Jeżeli nie można uzyskać wartości niezbędnych do wyznaczenia mocy umownej zgodnie z ust. 9,

strony umowy ustalą jej wartość w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, uwzględniając parametry techniczne i układ pracy sieci w miejscach świadczenia tych usług.

§ 17. 1. Stawki jakościowe, oznaczone symbolem

„SoSJ” [w zł/MWh lub zł/kWh], kalkuluje się według

wzoru

KSJ

SoSJ = ––––––

ESJ

gdzie poszczególne symbole oznaczają

KSJ — koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej planowane do poniesienia w każdym roku okresu regulacji,

ESJ — ilość energii elektrycznej planowaną do zużycia przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego [w MWh lub kWh].

2. Koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii

elektrycznej, o których mowa w ust. 1, obejmują koszty planowanych do zakupu przez operatora systemu

przesyłowego elektroenergetycznego niezbędnych

2) ilości energii elektrycznej wytwarzanej w celu zapewnienia odpowiedniej jakości dostaw tej energii, określone jako różnica w wysokości między

płatnościami za energię elektryczną a przychodami ze sprzedaży tej energii w ramach bilansowania systemu.

§ 18. 1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego kalkuluje stawkę rynkową na podstawie kosztów uzasadnionych planowanych do poniesienia w każdym roku okresu regulacji przez operatora

systemu przesyłowego elektroenergetycznego, wynikających z rekompensat, o których mowa w rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (WE)

nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylającym rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 (Dz. Urz. UE L 211

z 14.08.2009, str. 15) w części dotyczącej wymiany

energii elektrycznej między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi tych państw, których operatorzy systemów przesyłowych elektroenergetycznych nie są objęci tymi

rekompensatami.

2. Stawkę rynkową, o której mowa w ust. 1, oznaczoną symbolem „Sr” [w zł/MWh lub zł/kWh], kalkuluje się według wzoru

8) założenie plomb na urządzeniach podlegających

oplombowaniu, w szczególności po naprawie, remoncie i konserwacji instalacji;

9) montaż i demontaż urządzenia kontrolno-pomiarowego, instalowanego w celu sprawdzania dotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej dostarczanej z sieci.

2. Zawarte w taryfie opłaty za usługi, o których

mowa w ust. 1, kalkuluje się na podstawie planowanych do poniesienia kosztów realizacji tych usług.

§ 20. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące

się obrotem energią elektryczną kalkuluje ceny energii

elektrycznej na podstawie planowanych kosztów uzasadnionych zakupu tej energii oraz kosztów uzasadnionych wykonywanej działalności gospodarczej

w zakresie obrotu energią elektryczną.

2. Koszty uzasadnione zakupu energii elektrycznej

obejmują koszty zakupionej energii z zachowaniem

zasad konkurencji i minimalizacji kosztów jej zakupu

oraz koszty

1) poniesionej opłaty zastępczej, o której mowa w

a) art. 9a ust. 1 pkt 2 ustawy,

b) art. 9a ust. 8 pkt 2 ustawy;

rcl

Kr

Sr = –––––

Ezk

7) wyłączenie napięcia, przygotowanie miejsca pracy

dla wykonawców, o których mowa w pkt 6, oraz

likwidację miejsca pracy wraz z ponownym załączeniem urządzeń do sieci danego przedsiębiorstwa energetycznego;

.go

v.p

l

1) rezerw mocy i usług systemowych, w wysokości

kosztów ich zakupu;

Poz. 1126

w.

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Kr — koszty uzasadnione, o których mowa w ust. 1,

Ezk — ilość energii elektrycznej planowanej do wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi państw, których operatorzy systemów przesyłowych elektroenergetycznych nie

są objęci rekompensatami.

§ 19. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące

się dystrybucją energii elektrycznej wykonuje na dodatkowe zlecenie odbiorcy następujące usługi

1) przerwanie i wznowienie dostarczania energii

elektrycznej;

2) sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego;

ww

3) laboratoryjne sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego;

4) wykonanie dodatkowej ekspertyzy badanego

wcześniej układu pomiarowo-rozliczeniowego;

5) przeniesienie licznika lub licznika i urządzenia (zegara) sterującego (dla liczników strefowych) w inne, uprzednio przygotowane i odpowiednio wyposażone miejsce w obrębie tego samego obiektu;

6) nadzór nad wykonawcami niezależnymi od przedsiębiorstwa energetycznego, wykonującymi prace

w pobliżu lub na urządzeniach elektroenergetycznych będących własnością danego przedsiębiorstwa energetycznego;

2) zakupu energii elektrycznej, do którego przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane, stosownie do art. 9a ust. 6 ustawy;

3) uzyskania i umorzenia świadectw pochodzenia,

o których mowa w art. 9e ust. 1 i art. 9l ust. 1 ustawy.

3. Koszty uzasadnione wykonywania działalności

gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną,

o których mowa w ust. 1, ustala się na podstawie

kosztów

1) obsługi handlowej związanej z obrotem energią

elektryczną;

2) wspólnych wykonywania działalności gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną, o których mowa w § 11 ust. 1.

§ 21. 1. W celu określenia stopnia poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego w okresie regulacji ustala się na poszczególne lata współczynniki korekcyjne, oznaczone symbolem „X”, w taki sposób, aby spełniony był warunek

określony wzorem

Kwn ) Kwn-1 x [1 + (RPI – Xn)/100]

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Kwn, Kwn-1 — uzasadnione koszty własne przedsiębiorstwa energetycznego związane

z wykonywaną przez to przedsiębiorstwo

działalnością

gospodarczą,

uwzględniające zależne od przedsię-

3. Ceny wskaźnikowe, o których mowa w ust. 2,

ustala się w zakresie

1) wytwarzania energii elektrycznej lub obrotu tą

energią jako średnią cenę sprzedanej energii elektrycznej stanowiącą iloraz kalkulacyjnych przychodów z jej sprzedaży, wyliczanych odpowiednio

według cen energii elektrycznej planowanych na

dany rok okresu regulacji (Cwn) lub z roku poprzedzającego dany rok okresu regulacji (Cwn-1) oraz

wielkości i struktury sprzedaży planowanych w taryfie na dany rok okresu regulacji, do ilości sprzedaży energii elektrycznej planowanej na dany rok

okresu regulacji;

2) przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej jako średnią cenę dostarczania energii elektrycznej

stanowiącą iloraz kalkulacyjnych przychodów ze

sprzedaży usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej oraz z opłat abonamentowych, wyliczanych odpowiednio na podstawie stawek opłat

planowanych na dany rok okresu regulacji (Cwn)

lub z roku poprzedzającego dany rok okresu regulacji (Cwn-1) oraz wielkości i struktury sprzedaży

tych usług planowanych w taryfie na dany rok

okresu regulacji, do ilości dostarczonej energii

elektrycznej planowanej na dany rok okresu regulacji;

3) usług kompleksowych jako średnią cenę sprzedanej energii elektrycznej, obliczoną w sposób określony w pkt 1, i średnią cenę usług dystrybucyjnych, obliczoną w sposób określony w pkt 2.

rcl

RPI

biorstwa energetycznego warunki prowadzenia działalności gospodarczej,

wyznaczane w szczególności z zastosowaniem metod porównawczych, o których mowa w art. 47 ust. 2e ustawy, na

poszczególne lata okresu regulacji;

w pierwszym roku okresu regulacji

koszty, oznaczone symbolem „Kwn-1”,

są równe kosztom z roku poprzedzającego rok wyznaczenia współczynników

korekcyjnych, oznaczonych symbolem

„X”,

— współczynniki korekcyjne, określające

projektowaną poprawę efektywności

funkcjonowania

przedsiębiorstwa

energetycznego ustalane jednorazowo

dla poszczególnych lat na początku

okresu regulacji, w roku sporządzenia

taryfy dla pierwszego roku okresu regulacji [%]; współczynnik korekcyjny

na pierwszy rok okresu regulacji, w zależności od wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności

gospodarczej, uwzględnia się w cenie

energii elektrycznej albo w stawkach

opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych zawartych w taryfach,

— średnioroczny wskaźnik cen towarów

i usług konsumpcyjnych ogółem, w roku kalendarzowym poprzedzającym

rok sporządzenia taryfy, określony

w komunikacie Prezesa Głównego

Urzędu Statystycznego, ogłoszonym

w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski” [w %].

Poz. 1126

.go

v.p

l

Xn

— 10763 —

w.

2. W celu określenia dopuszczalnych zmian cen

lub stawek opłat na dany rok okresu regulacji, będących wynikiem zmiany warunków zewnętrznych funkcjonowania przedsiębiorstwa lub poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa, ustala się,

dla poszczególnych rodzajów wykonywanej działalności gospodarczej, współczynniki korekcyjne, oznaczone symbolem „Y”, w taki sposób, aby spełniony był

warunek określony wzorem

Cwn ) Cwn-1 x [1 + Yn/100]

ww

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Cwn, Cwn-1 — ceny wskaźnikowe dla danego rodzaju

działalności gospodarczej, wyznaczone w sposób określony w ust. 3,

— współczynnik korekcyjny, ustalany coYn

rocznie i uwzględniany w cenie energii

elektrycznej albo w stawkach opłat

przesyłowych lub dystrybucyjnych zawartych w taryfach, określający zmianę niezależnych od przedsiębiorstwa

warunków wykonywania danego rodzaju

działalności

gospodarczej,

w szczególności zmianę kosztu zakupu

usług przesyłowych i dystrybucyjnych, wielkości i struktury sprzedaży

energii elektrycznej oraz obciążeń podatkowych, lub projektowaną poprawę

efektywności

funkcjonowania

przedsiębiorstwa energetycznego.

4. W przypadku udokumentowanej zmiany zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej,

odnoszącej się do wybranych cen lub stawek opłat

określonych w taryfie, współczynnik, o którym mowa

w ust. 2, może mieć zastosowanie wyłącznie do tych

cen lub stawek opłat.

5. W przypadku, o którym mowa w ust. 4, w sposobie ustalania cen wskaźnikowych, o którym mowa

w ust. 3, uwzględnia się wyłącznie ceny lub stawki

opłat określone w taryfie.

§ 22. 1. Przychód pokrywający koszty uzasadnione

wraz z uzasadnionym zwrotem z zaangażowanego kapitału, ustalany dla każdego roku okresu regulacji,

uwzględnia przychody uzyskane z

1) cen i stawek opłat;

2) opłat za ponadumowny pobór energii biernej

i przekroczenia mocy umownej;

3) opłat za usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy;

4) wykonywania umowy, o której mowa w art. 9h

ust. 3 pkt 2 ustawy, a także wykonywania czynności wynikających z decyzji, o której mowa w art. 9h

ust. 9 ustawy;

5) przekazywania danych pomiarowych innym

przedsiębiorstwom energetycznym, w szczególności na potrzeby rozliczeń na rynku bilansującym

oraz realizacji procedury zmiany sprzedawcy.

3. W przychodzie, o którym mowa w ust. 1, nie

uwzględnia się bonifikat oraz przychodów uzyskanych

z opłat

1) za nielegalny pobór energii elektrycznej;

2) z tytułu czynności dotyczących wznowienia dostaw energii elektrycznej, jeżeli wstrzymanie jej

dostarczania nastąpiło z przyczyn, o których mowa w art. 6 ust. 3 lub 3a ustawy.

Rozdział 4

Eoi

— ilość energii elektrycznej pobranej z sieci

przez danego odbiorcę, w tym przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, przedsiębiorstwo energetyczne

świadczące usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędące operatorem oraz przedsiębiorstwo energetyczne

świadczące usługi kompleksowe [w MWh

lub kWh w okresie rozliczeniowym ustalonym w taryfie],

kos — współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony w § 25 ust. 2 pkt 1,

SoSJ — stawkę jakościową [w zł/MWh lub zł/kWh],

Eos — ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego

systemu elektroenergetycznego, o których

mowa w § 25 ust. 2 pkt 1 [w MWh],

kok — współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób określony w § 25 ust. 2 pkt 2,

Eok — ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego

systemu elektroenergetycznego, o których

mowa w § 25 ust. 2 pkt 2 [w MWh],

— stawkę rynkową [w zł/MWh],

Sr

Ewp — ilość energii elektrycznej przeznaczonej do

wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi państw, o których mowa w § 18

ust. 2, określoną w umowach handlowych

sprzedaży energii elektrycznej przedkładanych właściwemu operatorowi [w MWh lub

kWh za okres rozliczeniowy],

Oab — opłatę abonamentową uwzględniającą długość okresu rozliczeniowego oraz stawkę

abonamentową [w zł].

.go

v.p

l

2. W przychodzie, o którym mowa w ust. 1 pkt 4

i 5, uwzględnia się wielkość uzyskanych przychodów

do poziomu kosztów ponoszonych na świadczenie

czynności, o których mowa w ust. 1 pkt 4 i 5.

Poz. 1126

Szczegółowe zasady rozliczeń z odbiorcami

oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi

§ 23. 1. Rozliczenia z odbiorcami i między przedsiębiorstwami energetycznymi za dostarczoną energię elektryczną lub świadczone usługi przesyłania lub

dystrybucji tej energii prowadzi się na podstawie danych rozliczeniowych dotyczących okresu rozliczeniowego ustalonego w taryfie.

rcl

2. Podstawą do rozliczeń, o których mowa w ust. 1,

są wskazania układów pomiarowo-rozliczeniowych,

rejestrowane wielkości niemierzalne oraz algorytmy

ich przetwarzania na dane rozliczeniowe.

§ 24. 1. Opłatę za świadczenie usług przesyłania

lub dystrybucji energii elektrycznej dla danego poziomu napięć znamionowych w okresie rozliczeniowym,

z zastrzeżeniem § 26 i 27, oblicza się według wzoru

Opoi = SSVn x Pi + SZVn x Eoi + kos x SoSJ x Eos + kok x

x SoSJ x Eok + Sr x Ewp + Oab

ww

w.

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Opoi — opłatę za świadczenie usług przesyłania lub

dystrybucji energii elektrycznej obliczoną dla

danego odbiorcy, w tym operatora systemu

dystrybucyjnego

elektroenergetycznego,

przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem

oraz

przedsiębiorstwa

energetycznego

świadczącego usługi kompleksowe [w zł],

SSVn — składnik stały stawki sieciowej za okres rozliczeniowy [w zł/MW lub zł/kW mocy umownej

lub w zł/miesiąc dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwie domowym],

— moc umowną określoną dla danego odbiorPi

cy, w tym dla operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego

usługi przesyłania lub dystrybucji energii

elektrycznej niebędącego operatorem oraz

przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi kompleksowe [w MW lub kW lub

miesiącach dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwie domowym],

SZVn — składnik zmienny stawki sieciowej [w zł/MWh

lub zł/kWh],

2. Jako ilość energii, oznaczonej symbolem „Eoi”,

o którym mowa w ust. 1, pobraną z sieci przesyłowej

przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej, połączone siecią tego operatora, w tych miejscach dostarczania przyjmuje się ilość energii elektrycznej wyznaczonej w sposób, o którym mowa w § 14 ust. 8.

§ 25. 1. Ilości energii, oznaczonej symbolami „Eos”

i „Eok”, o których mowa w § 24 ust. 1, zużytej przez

odbiorców końcowych, oblicza się dla

1) wytwórcy przyłączonego do sieci przesyłowej lub

dystrybucyjnej, sprzedającego energię elektryczną

przynajmniej jednemu odbiorcy końcowemu lub

przedsiębiorstwu energetycznemu świadczącemu

usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącemu operatorem, przyłączonym

do urządzeń, instalacji lub sieci tego wytwórcy —

jako sumę energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych, którzy są przyłączeni do urządzeń, instalacji lub sieci tego wytwórcy i do sieci

tego przedsiębiorstwa;

2) operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego nieposiadającego miejsc dostarczania

energii elektrycznej z sieci przesyłowej — jako

2) w krajowym systemie elektroenergetycznym innych niż odbiorcy, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci, w której usługi przesyłania lub

dystrybucji energii elektrycznej świadczy operator

lub przedsiębiorstwo energetyczne niebędące

operatorem, którzy całość kupowanej energii zużywają na własne potrzeby — jako „kok”; współczynnik ten oblicza się według wzoru

.go

v.p

l

sumę energii elektrycznej zużytej przez odbiorców

końcowych przyłączonych do sieci tego operatora,

energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstw

energetycznych świadczących usługi przesyłania

lub dystrybucji energii elektrycznej niebędących

operatorami, przyłączonymi do sieci tego operatora i energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców,

o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci

tego operatora, ilości energii elektrycznej obliczonej dla operatorów systemów dystrybucyjnych

elektroenergetycznych, przyłączonych do sieci tego operatora oraz ilości energii elektrycznej,

z uwzględnieniem ust. 6;

Poz. 1126

gdzie symbole Eos i Eok oznaczają ilość energii

elektrycznej planowaną do zużycia w każdym roku

okresu regulacji przez odbiorców, o których mowa

w pkt 1, lub odbiorców końcowych innych niż odbiorcy, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do

sieci, w której usługi przesyłania lub dystrybucji

energii elektrycznej świadczy operator lub przedsiębiorstwo energetyczne niebędące operatorem,

którzy całość kupowanej energii zużywają na własne potrzeby [w MW lub kWh].

3. Wytwórca przyłączony do sieci operatora systemu elektroenergetycznego lub do sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego

operatorem, sprzedający energię elektryczną przynajmniej jednemu odbiorcy końcowemu lub przedsiębiorstwu świadczącemu usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącemu operatorem

przyłączonym do urządzeń, instalacji lub sieci tego

wytwórcy, pobiera od odbiorcy lub przedsiębiorstwa

energetycznego opłatę wynikającą ze stawki jakościowej, z zastrzeżeniem ust. 4, obliczoną według wzoru

rcl

3) operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego miejsca dostarczania

energii elektrycznej z sieci przesyłowej — jako sumę energii elektrycznej zużytej przez odbiorców

końcowych przyłączonych do sieci tego operatora,

energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstw

energetycznych świadczących usługi przesyłania

lub dystrybucji energii elektrycznej niebędących

operatorami, przyłączonymi do sieci tego operatora i energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców,

o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci

tego operatora, ilości energii elektrycznej obliczonej dla operatorów systemów dystrybucyjnych

elektroenergetycznych, przyłączonych do sieci tego operatora oraz ilości energii elektrycznej,

z uwzględnieniem ust. 6;

kok = [(Eok + Eos) – kos x Eos] / Eok

w.

4) przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego

usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem — jako sumę

energii elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego przyłączonych do sieci tego

przedsiębiorstwa, energii elektrycznej obliczonej

dla wytwórców, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci tego przedsiębiorstwa oraz ilości

energii elektrycznej, z uwzględnieniem ust. 6;

ww

5) przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego

usługi kompleksowe na rzecz odbiorców końcowych i przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii

elektrycznej — jako sumę energii elektrycznej zużywanej przez odbiorców końcowych i ilości energii elektrycznej obliczonej dla przedsiębiorstw

energetycznych z uwzględnieniem pkt 1—4, dla

których przedsiębiorstwo świadczy usługi kompleksowe.

2. Współczynniki oznaczone symbolami „kos”

i „kok”, o których mowa w § 24 ust. 1, ustala się dla

odbiorców końcowych

1) którzy w roku kalendarzowym (n-2), poprzedzającym o rok dany rok kalendarzowy (n), w którym

jest stosowana stawka jakościowa, zużyli na własne potrzeby nie mniej niż 400 GWh energii elektrycznej, z wykorzystaniem nie mniej niż 50% mocy umownej, dla których koszt energii elektrycznej

obliczonej przy zastosowaniu współczynnika

„kos” = 1 stanowi nie mniej niż 15% wartości produkcji jako „kos” = 0,1;

Oos = kos x SoSJ x Eos + kok x SoSJ x Eokw

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Oos — opłatę wynikającą ze stawki jakościowej,

kos — współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu

kosztów systemowych, ustalony w sposób

określony w ust. 2 pkt 1,

SoSJ — stawkę jakościową [w zł/MWh lub w zł/kWh],

Eos — ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego

systemu elektroenergetycznego, o których

mowa w ust. 2 pkt 1 [w MWh lub kWh],

kok — współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu

kosztów systemowych, ustalony w sposób

określony w ust. 2 pkt 2,

Eokw — ilość energii elektrycznej zużytą przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci, instalacji lub urządzeń wytwórcy przyłączonego do

sieci operatora systemu elektroenergetycznego oraz do sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub

dystrybucji energii elektrycznej niebędącego

operatorem, z wyłączeniem odbiorców, o których mowa w ust. 2 pkt 1 [w MWh lub kWh].

4. W przypadku gdy wytwórca jest przyłączony

jednocześnie do sieci operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego i sieci operatora systemu

dystrybucyjnego elektroenergetycznego, pobierana

przez tego wytwórcę opłata, o której mowa w ust. 3,

jest wnoszona do operatora systemu przesyłowego

elektroenergetycznego.

§ 27. 1. Opłatę za usługi dystrybucji energii elektrycznej, oznaczoną symbolem „Opovi”, świadczone

między operatorami systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, z których każdy posiada co najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania połączone siecią tego operatora, na tym samym poziomie

napięć znamionowych [w zł za okres rozliczeniowy],

z zastrzeżeniem ust. 2, oblicza się według wzoru

.go

v.p

l

5. Energia elektryczna kupowana przez przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej, w części,

w której jest zużywana przez to przedsiębiorstwo na

potrzeby związane z zasilaniem potrzeb własnych stacji elektroenergetycznych i pokrywaniem strat powstałych w sieciach podczas przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej do odbiorców, dla których

przedsiębiorstwo to stosuje taryfy zatwierdzane przez

Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, nie jest uwzględniana w ilości energii, do której stosuje się stawkę jakościową.

Poz. 1126

6. Energia elektryczna kupowana przez przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej, zużywana

przez to przedsiębiorstwo na potrzeby inne niż określone w ust. 5, jest uwzględniana w ilości energii, do

której stosuje się stawkę jakościową.

7. Opłat abonamentowych nie pobiera się od odbiorców, o których mowa w § 6 ust. 3.

i=1

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Ssvn — składnik stały stawki opłat za usługi dystrybucji energii elektrycznej [w zł/MW lub zł/kW],

Pvi — moc umowną określoną dla każdego połączenia sieci na tym samym poziomie napięć znamionowych [w MW lub kW],

Szvn — składnik zmienny stawki opłat za usługi dystrybucji energii elektrycznej [w zł/MWh lub

zł/kWh],

Epi — ilość energii elektrycznej pobraną przez dane

połączenie, określoną jako różnica między

energią pobraną i oddaną [w MWh lub kWh

za okres rozliczeniowy].

2. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego nieposiadający co najmniej dwóch sieciowych miejsc dostarczania energii elektrycznej połączonych siecią tego operatora dokonuje rozliczenia opłaty

za świadczone usługi dystrybucji energii elektrycznej,

obliczonej w sposób określony w § 24 ust. 1, z operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego

posiadającym co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego

operatora, do którego sieci jest przyłączony.

rcl

8. W przypadku odbiorców, o których mowa w § 6

ust. 3, przedsiębiorstwo energetyczne w rozliczeniach

za usługi dystrybucji energii elektrycznej może stosować stawki opłat w wysokościach określonych dla

grupy taryfowej z rozliczeniem jednostrefowym,

właściwej ze względu na poziom napięcia i wielkość

sumy mocy przyłączonych odbiorników energii elektrycznej.

m

Opovi = Y (Ssvn x Pvi + Szvn x Epi)

§ 26. 1. Opłatę za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, oznaczoną symbolem „Opw”,

dla przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się

wytwarzaniem energii elektrycznej [w zł za okres rozliczeniowy] oblicza się według wzoru

Opw = SoSJ x Ew

w.

gdzie poszczególne symbole oznaczają

SoSJ — stawkę jakościową [w zł/MWh lub zł/kWh],

Ew — ilość energii elektrycznej ustaloną jako sumę

ilości energii elektrycznej oznaczonych symbolami Eos i Eokw, o których mowa w § 25

ust. 3 [w MWh lub kWh za okres rozliczeniowy].

ww

2. Opłatę za usługi przesyłania energii elektrycznej, oznaczoną symbolem „Opn”, dla przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się sprzedażą energii elektrycznej lub jej obrotem [w zł za okres rozliczeniowy] oblicza się według wzoru

Opn = Sr x Ewp

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Sr — stawkę rynkową [w zł/MWh lub zł/kWh],

Ewp — ilość energii elektrycznej przeznaczoną do

wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi krajów niebędących członkami

Unii Europejskiej, określoną w umowach

handlowych sprzedaży energii elektrycznej

przedkładanych do właściwego operatora

[w MWh lub kWh za okres rozliczeniowy].

3. W przypadku połączeń sieci dwóch operatorów

systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych,

z których żaden nie posiada co najmniej dwóch sieciowych miejsc dostarczania energii elektrycznej połączonych siecią tego operatora, rozliczenia opłaty za świadczone usługi dystrybucji energii elektrycznej są dokonywane w sposób określony w § 24 ust. 1, z tym że

operatorem wnoszącym opłaty jest ten operator systemu dystrybucyjnego, dla którego ilość energii elektrycznej, w roku kalendarzowym poprzedzającym rok

stosowania taryfy, pobranej z sieci dystrybucyjnej

elektroenergetycznej drugiego operatora była większa.

§ 28. 1. Przedsiębiorstwa energetyczne, o których

mowa w art. 9a ust. 1 i 8 ustawy, różnicują ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych i odbiorców dokonujących zakupu energii elektrycznej podlegającej odsprzedaży, ze względu na koszty obowiązkowego uzyskania i umorzenia świadectw pochodzenia energii wytwarzanej w odnawialnych źródłach

energii oraz koszty obowiązkowego uzyskania i umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji lub koszty poniesionej opłaty zastępczej.

2. Przedsiębiorstwa energetyczne, o których mowa w art. 9a ust. 6 ustawy, różnicują ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych i odbiorców dokonujących zakupu energii elektrycznej podlegającej odsprzedaży, ze względu na koszty obowiązkowego zakupu energii wytwarzanej w odnawialnych źródłach

energii.

2. Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne ustala

w taryfie kilka okresów rozliczeniowych dla danej grupy taryfowej, odbiorca ma prawo wyboru okresu rozliczeniowego oraz jego zmiany, jednak nie częściej niż

raz na 12 miesięcy.

.go

v.p

l

§ 29. 1. Podstawą do zastosowania w rozliczeniach

między przedsiębiorstwem energetycznym a sprzedawcą zróżnicowanych cen energii elektrycznej, o których mowa w § 28, jest informacja sporządzana za dany miesiąc i przekazana sprzedawcy do 10. dnia miesiąca następującego po miesiącu, za jaki jest sporządzona.

Poz. 1126

2. Informacja, o której mowa w ust. 1, powinna zawierać dane określające ilość energii elektrycznej zużytej na potrzeby własne i odsprzedanej odbiorcom,

z podziałem na miejsca dostarczania energii elektrycznej.

3. W przypadku braku układów pomiarowo-rozliczeniowych umożliwiających przedsiębiorstwu energetycznemu ustalenie struktury sprzedaży energii

elektrycznej w strefach czasowych odbiorcom tej

energii, w rozliczeniach, o których mowa w ust. 1,

przyjmuje się taką strukturę sprzedaży energii elektrycznej, jaka jest ustalona w przypadku zakupu energii elektrycznej przez to przedsiębiorstwo od sprzedawcy.

4. Jeżeli okres rozliczeniowy jest dłuższy niż miesiąc, w okresie tym mogą być pobierane opłaty za

energię elektryczną oraz za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej w wysokości określonej

na podstawie prognozowanego zużycia tej energii

w tym okresie, ustalonego na podstawie zużycia wyznaczonego w oparciu o rzeczywiste odczyty urządzeń

pomiarowo-rozliczeniowych, dokonane w analogicznym okresie poprzedniego roku kalendarzowego,

z zastrzeżeniem ust. 5.

5. W prognozach, o których mowa w ust. 4, należy

uwzględniać zgłoszone przez odbiorcę istotne zmiany

w poborze energii elektrycznej.

§ 33. 1. W rozliczeniach między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego i operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego

oraz między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego i wytwórcą za świadczone usługi

przesyłania energii elektrycznej w części dotyczącej

opłaty jakościowej operator systemu przesyłowego

w rozliczeniach wstępnych może stosować wielkości

prognozowanego zużycia energii elektrycznej, określane na podstawie wielkości przyjętych do kalkulacji

stawki jakościowej w taryfie operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

rcl

4. Ilość energii elektrycznej określona w informacji, o której mowa w ust. 1, zużyta na potrzeby własne

przez przedsiębiorstwo energetyczne w danym okresie rozliczeniowym oraz odsprzedana odbiorcom

przyłączonym do sieci tego przedsiębiorstwa nie może być większa od ilości wykazanej przez układ pomiarowo-rozliczeniowy, na podstawie którego są dokonywane rozliczenia między tym przedsiębiorstwem

a sprzedawcą.

3. Okres rozliczeniowy dla grup przyłączeniowych I—IV nie powinien być dłuższy niż dwa miesiące, a dla odbiorców zaliczanych do V grupy przyłączeniowej nie może być dłuższy niż rok. Okresy rozliczeniowe ustalone w taryfie przedsiębiorstwa świadczącego usługę kompleksową są skorelowane z okresami

rozliczeniowymi przedsiębiorstwa świadczącego usługę dystrybucji dla jego odbiorców.

§ 30. Przedsiębiorstwo energetyczne świadczące

odbiorcy usługę kompleksową stosuje w rozliczeniu

z odbiorcami w zakresie

1) obrotu energią elektryczną cenę tej energii stosownie do § 20;

w.

2) przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej

stawki opłat oraz warunki ich stosowania wynikające z taryf obowiązujących w przedsiębiorstwie

energetycznym wykonującym działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, do którego sieci jest przyłączony

dany odbiorca.

ww

§ 31. Przedsiębiorstwo energetyczne powstałe

w wyniku dokonanych przekształceń organizacyjnych

polegających w szczególności na łączeniu, podziale

lub wydzieleniu z tego przedsiębiorstwa innego przedsiębiorstwa zachowuje prawo do prowadzenia rozliczeń z odbiorcami, na podstawie cen i stawek opłat

ustalonych w taryfach przedsiębiorstw, które uległy

przekształceniom organizacyjnym, do dnia wejścia

w życie taryfy ustalonej przez to przedsiębiorstwo i zatwierdzonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, przez okres, na jaki taryfa dotychczasowa została

zatwierdzona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, lecz nie dłużej niż przez okres 12 miesięcy od dnia

dokonania tych przekształceń.

§ 32. 1. Rozliczeń z odbiorcami za dostarczaną

energię elektryczną i świadczone usługi przesyłania

lub dystrybucji energii elektrycznej albo usługi kompleksowe dokonuje się w okresach rozliczeniowych

określonych w taryfie i uzgodnionych w umowie.

2. W przypadku prowadzenia rozliczeń w sposób,

o którym mowa w ust. 1, rozliczenia te są korygowane, zgodnie z postanowieniami taryfy operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, po zakończeniu okresu rozliczeniowego, na podstawie danych

rzeczywistych określonych w sposób, o którym mowa

w § 25 ust. 1.

§ 34. W przypadku powstania nadpłaty lub niedopłaty 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 jest doliczana do pierwszej faktury wystawianej za najbliższy okres rozliczeniowy.

§ 35. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się

świadczeniem usług dystrybucji albo usługi kompleksowej wystawiające odbiorcy fakturę, w rozliczeniu

dołączonym do faktury, przedstawia między innymi

informacje o

3. Jeżeli nie można ustalić średniego dobowego

zużycia energii elektrycznej na podstawie poprzedniego okresu rozliczeniowego, podstawą wyliczenia wielkości korekty jest wskazanie układu pomiarowo-rozliczeniowego z następnego okresu rozliczeniowego,

z zastrzeżeniem ust. 4.

.go

v.p

l

1) wielkości zużycia energii elektrycznej w okresie

rozliczeniowym, na podstawie której została wyliczona kwota należności;

Poz. 1126

2) sposobie dokonania odczytu układu pomiarowo-rozliczeniowego, czy był to odczyt fizyczny lub

zdalny dokonany przez upoważnionego przedstawiciela przedsiębiorstwa energetycznego albo odczyt dokonany i zgłoszony przez odbiorcę;

3) sposobie wyznaczenia wielkości zużycia energii

elektrycznej w sytuacji, gdy okres rozliczeniowy

jest dłuższy niż miesiąc i gdy pierwszy lub ostatni

dzień okresu rozliczeniowego nie pokrywa się

z datami odczytów układu pomiarowo-rozliczeniowego lub gdy w trakcie trwania okresu rozliczeniowego nastąpiła zmiana cen lub stawek opłat, albo

o miejscu, w którym są dostępne te informacje.

§ 36. 1. Rozliczenia za dostarczaną energię elektryczną są dokonywane na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych dla miejsc dostarczania tej energii, określonych w umowie sprzedaży

albo umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo w umowie kompleksowej. Dopuszcza się możliwość prowadzenia łącznych rozliczeń dla więcej niż jednego miejsca dostarczania energii elektrycznej.

§ 39. 1. W przypadku niesprawności elementu

układu pomiarowo-rozliczeniowego będącego własnością odbiorcy, która skutkuje niewłaściwym rejestrowaniem zużycia energii trwającym dłużej niż trzy

miesiące, do rozliczeń przyjmuje się średniodobowe

zużycie energii w porównywalnym okresie rozliczeniowym, pomnożone przez liczbę dni, w których ten

element układu był niesprawny, oraz stawki opłat

z grupy taryfowej, do której był zakwalifikowany odbiorca, o ile umowa nie stanowi inaczej.

2. W przypadku niesprawności elementu układu

pomiarowo-rozliczeniowego będącego własnością

odbiorcy, uniemożliwiającej określenie ilości pobranej mocy maksymalnej, trwającej dłużej niż trzy miesiące, w rozliczeniach za zużycie mocy maksymalnej

przyjmuje się wartości mocy przyłączeniowej, o ile

umowa nie stanowi inaczej.

rcl

2. Przepisu ust. 1 zdanie pierwsze nie stosuje się

do rozliczeń z odbiorcami, o których mowa w § 6

ust. 3.

4. W wyliczaniu wielkości korekty należy uwzględnić sezonowość poboru energii elektrycznej oraz inne

udokumentowane okoliczności mające wpływ na

wielkość poboru tej energii.

3. Ilość energii elektrycznej przyjmowana do rozliczeń z odbiorcami, o których mowa w § 6 ust. 3, jest

określana w umowie na podstawie wielkości mocy

przyłączonych odbiorników energii elektrycznej i czasu trwania poboru energii.

w.

§ 37. 1. W przypadku stwierdzenia błędów w pomiarze lub odczycie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego lub innych nieprawidłowości, które spowodowały zawyżenie należności za pobraną energię

elektryczną, przedsiębiorstwo energetyczne dokonuje

korekty uprzednio wystawionych faktur.

2. Korekta, o której mowa w ust. 1, obejmuje cały

okres rozliczeniowy lub okres, w którym występowały

stwierdzone błędy lub nieprawidłowości.

ww

3. Nadpłatę wynikającą z wyliczonej korekty, o której mowa w ust. 1, zalicza się na poczet płatności ustalonych na najbliższy okres rozliczeniowy, o ile odbiorca nie zażąda jej zwrotu.

§ 38. 1. Podstawą do wyliczenia wielkości korekty

faktur, o których mowa w § 37 ust. 1, jest wielkość błędu odczytu lub wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego.

2. Jeżeli określenie wielkości błędu, o którym mowa w ust. 1, nie jest możliwe, podstawę do wyliczenia

wielkości korekty stanowi średnia liczba jednostek

energii elektrycznej za okres doby, obliczana na podstawie sumy jednostek energii elektrycznej prawidłowo wykazanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy

w poprzednim okresie rozliczeniowym, pomnożona

przez liczbę dni okresu, którego dotyczy korekta faktury, z zastrzeżeniem ust. 4.

3. W przypadku trwającej dłużej niż jeden okres

rozliczeniowy niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego, będącego własnością odbiorcy, uniemożliwiającej określenie ilości pobranej energii w strefach, do rozliczenia stosuje się stawki opłat

z grupy taryfowej, według której możliwe jest dokonywanie rozliczeń w oparciu o sprawne urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe.

4. W przypadku niesprawności, o której mowa

w ust. 3, trwającej krócej niż jeden okres rozliczeniowy

lub w przypadku niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego

będącego

własnością

przedsiębiorstwa energetycznego, ilość energii pobranej w poszczególnych strefach czasowych doby

ustala się na podstawie proporcji odniesionych do zużycia w tych strefach w porównywalnym okresie rozliczeniowym.

5. Przepisów ust. 1—4 nie stosuje się, jeżeli istnieje

rezerwowy układ pomiarowo-rozliczeniowy będący

własnością przedsiębiorstwa energetycznego lub odbiorcy. W takim przypadku do rozliczeń przyjmuje się

wskazania rezerwowego układu pomiarowo-rozliczeniowego.

§ 40. 1. Za niedotrzymanie, określonych w odrębnych przepisach, dopuszczalnych poziomów odchyleń

napięcia od napięcia znamionowego oblicza się bonifikatę, oznaczoną symbolem „WUT”, [w zł]

1) jeżeli wartość odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych nie przekracza 10%,

odbiorcy przysługuje bonifikata w okresie doby,

w wysokości obliczonej według wzoru

sokości dziesięciokrotności ceny energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, za okres, w którym wystąpiła przerwa w dostarczaniu tej energii;

.go

v.p

l

¨6U ¬2

WUT = « –––– « x AT x CT

ª10% ®

Poz. 1126

gdzie poszczególne symbole oznaczają

6U — wartość odchylenia napięcia od określonych

w odrębnych przepisach dopuszczalnych

wartości granicznych odchyleń napięcia od

napięcia znamionowego [w %],

AT — ilość energii elektrycznej dostarczoną odbiorcy w okresie doby [w jednostkach energii],

CT — cenę energii elektrycznej, o której mowa

w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującą w okresie, w którym nastąpiło odchylenie napięcia od określonych w odrębnych

przepisach dopuszczalnych wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia

znamionowego [w zł za jednostkę energii];

2) jeżeli wartość odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych przekracza 10%, odbiorcy przysługuje bonifikata w okresie doby,

w łącznej wysokości obliczonej według wzoru

WUT = AT x CT + brT x tT

2. Ilość niedostarczonej energii elektrycznej

w dniu, w którym miała miejsce przerwa w jej dostarczaniu, ustala się na podstawie poboru tej energii

w odpowiednim dniu poprzedniego tygodnia,

z uwzględnieniem czasu dopuszczalnych przerw

określonych w umowie lub odrębnych przepisach.

§ 42. W przypadku niedotrzymania przez przedsiębiorstwo energetyczne standardów jakościowych obsługi odbiorców, o ile umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa o świadczenie usług przesyłania

lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa nie stanowią inaczej, odbiorcom przysługują bonifikaty w następującej wysokości

1) za nieprzyjęcie zgłoszeń lub reklamacji od odbiorcy — w wysokości 1/50 przeciętnego wynagrodzenia w gospodarce narodowej w roku kalendarzowym poprzedzającym rok zatwierdzenia taryfy,

określonego w komunikacie Prezesa Głównego

Urzędu Statystycznego ogłaszanym w Dzienniku

Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor

Polski”;

w.

rcl

gdzie poszczególne symbole oznaczają

AT — ilość energii elektrycznej dostarczoną odbiorcy w okresie doby [w jednostkach energii],

CT — cenę energii elektrycznej, o której mowa

w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującą w okresie, w którym nastąpiło odchylenie napięcia od określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych wartości

granicznych odchyleń napięcia od napięcia

znamionowego [w zł za jednostkę energii],

brT — ustaloną w taryfie bonifikatę za niedotrzymanie poziomu napięcia w zakresie określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych wartości granicznych odchyleń

napięcia od napięcia znamionowego

w okresie doby [w zł za godzinę],

tT — łączny czas niedotrzymania poziomu napięcia w zakresie określonych w odrębnych

przepisach dopuszczalnych wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia

znamionowego w okresie doby [w godzinach].

2) przyłączonemu do sieci innych napięć niż te, o których mowa w pkt 1, przysługuje bonifikata w wysokości pięciokrotności ceny energii elektrycznej,

o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy,

za okres, w którym wystąpiła przerwa w dostarczaniu tej energii.

ww

2. W okresie, w którym nie były dotrzymane parametry jakościowe energii elektrycznej, a układ pomiarowo-rozliczeniowy uniemożliwia określenie ilości

energii elektrycznej dostarczonej odbiorcy, ilość tej

energii ustala się na podstawie poboru energii elektrycznej w analogicznym okresie rozliczeniowym tego

samego dnia tygodnia w poprzednim tygodniu oraz

proporcji liczby godzin, w których parametry jakościowe energii elektrycznej nie zostały dotrzymane, do

całkowitej liczby godzin w okresie rozliczeniowym.

§ 41. 1. Za każdą niedostarczoną jednostkę energii

elektrycznej odbiorcy końcowemu

1) przyłączonemu do sieci o napięciu znamionowym

nie wyższym niż 1 kV przysługuje bonifikata w wy-

2) za nieuzasadnioną zwłokę w usuwaniu zakłóceń

w dostarczaniu energii elektrycznej, spowodowanych nieprawidłową pracą sieci — w wysokości

1/15 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 — w wysokości 1/50 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;

4) za niepowiadomienie, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, w formie ogłoszeń prasowych, internetowych,

komunikatów radiowych lub telewizyjnych albo

w inny sposób przyjęty na danym terenie, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym

nie wyższym niż 1 kV — w wysokości 1/50 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;

5) za niepowiadomienie w formie indywidualnych

zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za

pomocą innego środka komunikacji elektronicznej, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem,

o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym

niż 1 kV — w wysokości 1/10 wynagrodzenia,

o którym mowa w pkt 1;

§ 44. 1. Jeżeli energia elektryczna jest pobierana

bez zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej

albo umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo umowy kompleksowej, przedsiębiorstwo energetyczne świadczące usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub

usługi kompleksowe może obciążyć podmiot nielegalnie pobierający tę energię opłatami w wysokości pięciokrotności stawek opłat określonych w taryfie dla

jednostrefowej grupy taryfowej, do której ten podmiot

byłby zakwalifikowany, zgodnie z kryteriami określonymi w § 6 ust. 1, oraz w wysokości pięciokrotności

cen energii elektrycznej, o których mowa w art. 23

ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, przyjmując ilości energii

elektrycznej uwzględniające rzeczywistą możliwość

pobierania energii przez dany podmiot wynikające

z mocy i rodzaju zainstalowanych odbiorników.

.go

v.p

l

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

— w wysokości 1/15 wynagrodzenia, o którym

mowa w pkt 1;

Poz. 1126

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 — w wysokości

1/15 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 — w wysokości 1/10 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 — w wysokości 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;

1) udowodnionego okresu nielegalnego pobierania

energii elektrycznej, w wysokości dwukrotności

stawek opłat określonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zakwalifikowany odbiorca,

oraz w wysokości dwukrotności cen energii elektrycznej, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18

lit. b ustawy, przyjmując wielkości mocy umownej

i zużycia tej energii, jakie wystąpiły w analogicznym okresie przed powstaniem nielegalnego pobierania energii elektrycznej lub po jego ustaniu;

opłaty oblicza się dla każdego miesiąca, w którym

nastąpiło nielegalne pobieranie energii elektrycznej;

rcl

10) za nieudzielenie, na żądanie odbiorcy, informacji

w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych taryf —

w wysokości 1/50 wynagrodzenia, o którym mowa

w pkt 1;

2. Jeżeli energia elektryczna jest pobierana z całkowitym lub częściowym pominięciem układu pomiarowo-rozliczeniowego lub poprzez ingerencję w ten

układ mającą wpływ na zafałszowanie pomiarów dokonywanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy,

przedsiębiorstwo energetyczne może obciążyć odbiorcę opłatami w przypadku

11) za przedłużenie czternastodniowego terminu rozpatrzenia wniosku lub reklamacji odbiorcy w sprawie zasad rozliczeń i udzielenia odpowiedzi, za

każdy dzień zwłoki — w wysokości 1/250 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;

w.

12) za przedłużenie czternastodniowego terminu

sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego lub czternastodniowego terminu laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego, za każdy dzień zwłoki — w wysokości 1/250

wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;

ww

13) za uniemożliwienie wykonania dodatkowej ekspertyzy badanego układu pomiarowo-rozliczeniowego, na wniosek odbiorcy złożony w ciągu 30 dni

od dnia otrzymania wyniku badania laboratoryjnego — w wysokości 1/15 wynagrodzenia, o którym

mowa w pkt 1.

§ 43. 1. Za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz parametrów jakościowych energii elektrycznej określonych w odrębnych

przepisach odbiorcom, na ich wniosek, przysługują

bonifikaty w wysokości określonej w taryfie lub umowie.

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

dnia jego wpłynięcia.

2) gdy nie można ustalić ilości nielegalnie pobranej

energii elektrycznej, w wysokości dwukrotności

stawek opłat określonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zakwalifikowany odbiorca,

oraz w wysokości dwukrotności cen energii elektrycznej, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18

lit. b ustawy, przyjmując ilości energii elektrycznej

uwzględniające rzeczywistą możliwość pobierania

energii przez danego odbiorcę wynikające z mocy

i rodzaju zainstalowanych odbiorników.

3. Opłaty, o których mowa w ust. 2 pkt 1, oblicza

się dla całego nieobjętego przedawnieniem okresu

udowodnionego nielegalnego pobierania energii

elektrycznej.

4. Ilości energii elektrycznej, o których mowa

w ust. 1 i ust. 2 pkt 2, nie mogą być większe niż określone w taryfach ryczałtowe ilości zużycia energii.

5. Przedsiębiorstwo energetyczne może ustalić

w taryfie opłaty za wykonywanie następujących czynności związanych ze stwierdzeniem nielegalnego pobierania energii elektrycznej

1) wymianę uszkodzonego przez odbiorcę licznika

lub innego urządzenia pomiarowego;

5. Wartość współczynnika mocy tgij określa się jako iloraz energii biernej pobranej całodobowo lub

w strefach czasowych, w których jest dokonywana

kontrola poboru energii biernej [w Mvarh lub kvarh]

i energii czynnej pobranej całodobowo lub w strefach

czasowych, w których jest dokonywana ta kontrola

[w MWh lub kWh], z zastrzeżeniem ust. 7.

.go

v.p

l

2) sprawdzenie stanu technicznego układu pomiarowo-rozliczeniowego i założenie nowych plomb na

zabezpieczeniu głównym w układzie pomiarowo-rozliczeniowym lub na innym elemencie podlegającym oplombowaniu w miejsce zerwanych przez

odbiorcę plomb lub przez niego uszkodzonych;

Poz. 1126

3) poddanie urządzenia pomiarowo-rozliczeniowego

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

4) założenie na wskaźniku mocy 15-minutowej lub innym urządzeniu związanym z pomiarem tej mocy

plomby w miejsce plomby zerwanej lub naruszonej przez odbiorcę.

§ 45. 1. Przez ponadumowny pobór energii biernej

przez odbiorcę rozumie się ilość energii elektrycznej

biernej odpowiadającą

1) współczynnikowi mocy tgij wyższemu od umownego współczynnika tgij0 (niedokompensowanie)

i stanowiącą nadwyżkę energii biernej indukcyjnej

ponad ilość odpowiadającą wartości współczynnika tgij0 lub

2) indukcyjnemu współczynnikowi mocy przy braku

poboru energii elektrycznej czynnej, lub

–––––––

¨

¬

+ tg2

Ob = k x Crk x « 1

–––––––––

– 1 ²xI

2

ª 1 + tg ®

3

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Ob — opłatę za nadwyżkę energii biernej [w złotych],

Crk — cenę energii elektrycznej, o której mowa

w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującą w dniu zatwierdzenia taryfy [w zł/MWh

lub zł/kWh],

k

— ustaloną w taryfie krotność ceny Crk,

tgij0 — umowny współczynnik mocy określony

zgodnie z ust. 4,

tgij — współczynnik mocy wynikający z pobranej

energii biernej,

A

— energię czynną pobraną całodobowo lub dla

strefy czasowej, w której jest prowadzona

kontrola poboru energii biernej [w MWh lub

kWh].

rcl

3) pojemnościowemu współczynnikowi mocy (przekompensowanie) zarówno przy poborze energii

elektrycznej czynnej, jak i przy braku takiego poboru.

6. Opłatę za nadwyżkę energii biernej pobranej ponad ilość wynikającą ze współczynnika tgij0 w okresie

rozliczeniowym, o której mowa w ust. 1 pkt 1, całodobowo lub dla stref czasowych, w których jest prowadzona kontrola poboru tej energii, oblicza się według wzoru

w.

2. Rozliczeniami za pobór energii biernej są objęci

odbiorcy zasilani z sieci średniego, wysokiego i najwyższego napięcia. Rozliczeniami tymi mogą być objęci w uzasadnionych przypadkach także odbiorcy zasilani z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym

niż 1 kV, którzy użytkują odbiorniki o charakterze indukcyjnym, o ile zostało to określone w warunkach

przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, lub umowie kompleksowej.

ww

3. Opłacie podlega w okresie rozliczeniowym ponadumowny pobór energii biernej określony jako

nadwyżka tej energii ponad ilość odpowiadającą wartości współczynnika tgij0 — gdy tgij > tgij0, zmierzona

w strefach, w których jest prowadzona kontrola poboru tej energii, lub całodobowo w zależności od rodzaju

zainstalowanego układu pomiarowego.

4. Wartość współczynnika mocy tgij0 określa się

w warunkach przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, lub umowie kompleksowej. Wartość współczynnika mocy przyjmuje się w wysokości tgij0 = 0,4,

chyba że indywidualna ekspertyza uzasadnia wprowadzenie niższej wartości. Wartość współczynnika mocy tgij0 nie może być niższa od wartości 0,2. Jeżeli

wartość współczynnika tgij0 nie została określona

w warunkach przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, lub umowie

kompleksowej, do rozliczeń przyjmuje się wartość

tgij0 = 0,4.

7. W uzasadnionych przypadkach, przy występowaniu szybkozmiennych obciążeń mocą bierną, rozliczanie ponadumownego poboru energii biernej ponad wartość współczynnika tgij0 jest przeprowadzane

na podstawie bezpośredniego pomiaru nadwyżki

energii biernej. Opłata w okresie rozliczeniowym jest

naliczana zgodnie z ust. 6, z uwzględnieniem współczynnika tgij ustalonego według wzoru

6Eb

tgij = ––––

+ tgij0

A

gdzie poszczególne symbole oznaczają

6Eb — nadwyżkę energii biernej wykazaną przez

urządzenie pomiarowe w okresie rozliczeniowym [w Mvarh],

tgij0 — umowny współczynnik mocy określony zgodnie z ust. 4,

A

— energię czynną pobraną całodobowo lub dla

strefy czasowej, w której jest prowadzona

kontrola poboru energii biernej [w MWh lub

kWh].

8. Odbiorca ponosi w okresie rozliczeniowym

opłatę wynikającą z iloczynu całej ilości energii biernej, o której mowa w ust. 1 pkt 2 i 3, i ustalonej w taryfie krotności „k” ceny energii elektrycznej [w zł/MWh

lub zł/kWh], o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b

ustawy, obowiązującej w dniu zatwierdzenia taryfy.

5. Jeżeli dostarczanie energii elektrycznej odbywa

się z kilku niezależnych miejsc jej dostarczania, opłatę

za przekroczenie mocy umownej oblicza się oddzielnie dla każdego miejsca, w którym nastąpiło przekroczenie tej mocy. Niezależnymi miejscami dostarczania

energii elektrycznej nie są miejsca, za którymi występuje naturalne sumowanie pobranej mocy lub w których, zgodnie z umową o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo z umową

kompleksową, moc pobrana jest kontrolowana za pomocą sumatora.

.go

v.p

l

9. Opłaty za ponadumowny pobór energii biernej

w okresie rozliczeniowym nie pobiera się w rozliczeniach między

Poz. 1126

1) operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającym co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii

elektrycznej połączone siecią tego operatora,

w odniesieniu do tych miejsc dostarczania;

2) operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy posiada co najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora.

10. W przypadku gdy konfiguracja sieci oraz miejsce zainstalowania układów pomiarowo-rozliczeniowych nie odwzorowują rzeczywistych rozpływów mocy oraz energii biernej pobieranej lub oddawanej do

sieci przedsiębiorstwa energetycznego, wielkość

energii biernej podlegającą rozliczeniu ustala się na

podstawie odpowiednich pomiarów właściwych dla

miejsca dostarczania, przeprowadzonych przez przedsiębiorstwo energetyczne, odbiorcę lub niezależną

jednostkę, w sposób przez nie uzgodniony, o ile umowa nie stanowi inaczej.

7. Opłaty za przekroczenia mocy umownej w okresie rozliczeniowym nie pobiera się w rozliczeniach

między

1) operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającym co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii

elektrycznej połączone siecią tego operatora,

w odniesieniu do tych miejsc dostarczania;

2) operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy posiada co najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora.

rcl

§ 46. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne monitoruje

pobór mocy czynnej pobieranej przez odbiorcę, zwanej dalej „mocą pobraną”, i mocy czynnej oddawanej

do sieci przez podmiot przyłączony oraz wyznacza

wielkości nadwyżek mocy pobranej ponad moc

umowną określoną w umowie o świadczenie usług

przesyłania lub dystrybucji albo umowie kompleksowej.

6. W przypadku gdy moc umowna jest wyznaczana z uwzględnieniem współczynników odzwierciedlających specyfikę układu zasilania, sposób wyznaczania mocy pobranej określa umowa o świadczenie

usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej

albo umowa kompleksowa.

w.

2. Nadwyżki mocy czynnej wyznacza się dla każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy rejestrowanych w okresach piętnastominutowych lub dla każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy rejestrowanych w okresach godzinowych, o ile układy pomiarowo-rozliczeniowe uniemożliwiają rejestrację w cyklu

piętnastominutowym, lub jako maksymalną wielkość

tej nadwyżki mocy wyznaczoną w okresie rozliczeniowym, o ile układy pomiarowo-rozliczeniowe uniemożliwiają rejestrację w cyklu piętnastominutowym

i godzinowym.

ww

3. Za przekroczenie mocy umownej określonej

w umowach, o których mowa w ust. 1, jest pobierana

opłata w wysokości stanowiącej iloczyn składnika stałego stawki sieciowej oraz

1) sumy dziesięciu największych wielkości nadwyżek

mocy pobranej ponad moc umowną albo

8. Jeżeli dostarczanie energii elektrycznej odbywa

się z kilku niezależnych miejsc jej dostarczania,

a wskutek awarii w sieci przedsiębiorstwa lub wyłączenia lub załączania urządzeń elektroenergetycznych

na potrzeby tego przedsiębiorstwa wzrasta suma mocy podlegającej opłacie, opłatę za przekroczenie mocy

oblicza się jedynie od wartości przekraczającej łączną

moc umowną, z wyjątkiem sytuacji, w której awaria

w sieci lub wyłączenie urządzeń nastąpiły w wyniku

przeciążeń lub zakłóceń spowodowanych pracą urządzeń odbiorcy.

§ 47. 1. W przypadku gdy jest zamawiana różna

wielkość mocy umownej na poszczególne miesiące

roku albo gdy moc umowna jest zmieniana w trakcie

obowiązywania taryfy, szczegółowy sposób dokonywania rozliczeń określa umowa.

2) dziesięciokrotności maksymalnej wielkości nadwyżki mocy pobranej ponad moc umowną wyznaczoną w okresie rozliczeniowym, jeżeli urządzenia

pomiarowe nie pozwalają na zastosowanie sposobu wskazanego w pkt 1.

2. Jeżeli odbiorca, za zgodą przedsiębiorstwa

energetycznego, do którego sieci są przyłączone jego

urządzenia, instalacje lub sieci, dokonuje zmniejszenia

mocy umownej, w rozliczeniach za świadczenie usług

przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej składnik stały stawki sieciowej zwiększa się o 10% dla całego okresu objętego korektą.

4. Opłata, o której mowa w ust. 3, jest ustalana

i pobierana za każdy miesiąc, w którym nastąpiło przekroczenie, z wyjątkiem przypadku, o którym mowa

w ust. 3 pkt 2, gdy opłata jest ustalana i pobierana

w okresie rozliczeniowym.

3. Przepisów ust. 1 i 2 nie stosuje się do sieciowych miejsc dostarczania energii elektrycznej oraz połączeń sieci operatorów systemów dystrybucyjnych

elektroenergetycznych, dla których moc umowna jest

wyznaczana zgodnie z § 16 ust. 7—10.

§ 50. Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie

14 dni od dnia ogłoszenia.3)

.go

v.p

l

Rozdział 5

Poz. 1126

Przepisy przejściowe i końcowe

§ 48. Taryfy przedsiębiorstw energetycznych obowiązujące w dniu wejścia w życie rozporządzenia lub

zatwierdzone przed tym dniem obowiązują przez

okres określony w decyzjach Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdzających te taryfy.

3) Niniejsze rozporządzenie było poprzedzone rozporządze-

niem Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie

szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz

rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. Nr 128,

poz. 895 i Nr 207, poz. 1498, z 2008 r. Nr 53, poz. 318 oraz

z 2009 r. Nr 216, poz. 1677), które na podstawie art. 21

ustawy z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy — Prawo energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw

(Dz. U. Nr 21, poz. 104) traci moc z dniem wejścia w życie

niniejszego rozporządzenia.

ww

w.

rcl

§ 49. Do spraw wszczętych, a niezakończonych

przed dniem wejścia w życie rozporządzenia, stosuje

się przepisy tego rozporządzenia.

Minister Gospodarki: wz. M. Kasprzak

Elektronicznie

podpisany przez

Grzegorz Paczowski

Data: 2011.09.12

18:13:34 +02'00'

Poz. 1126

.go

v.p

l

1126

ROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI1)

z dnia 18 sierpnia 2011 r.

w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną

Na podstawie art. 46 ust. 3 i 4 ustawy z dnia

10 kwietnia 1997 r. — Prawo energetyczne (Dz. U.

z 2006 r. Nr 89, poz. 625, z późn. zm.2)) zarządza się, co

następuje

Rozdział 1

Przepisy ogólne