Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 29 listopada 2022 r. w sprawie sposobu kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposobu rozliczeń w obrocie energią elektryczną

Rozporządzenie określa sposób kształtowania i kalkulacji taryf dla energii elektrycznej

oraz sposób rozliczeń w obrocie energią elektryczną, w tym

1)

kryteria podziału odbiorców na grupy taryfowe;

2)

podział podmiotów przyłączanych na grupy przyłączeniowe;

3)

szczegółowe zasady ustalania opłat za przyłączenie do sieci, w tym sposób kalkulowania

stawek opłat za przyłączenie;

4)

rodzaje cen i stawek opłat dla każdej koncesjonowanej działalności gospodarczej oraz

sposób ich kalkulowania;

5)

sposób uwzględniania w taryfach

a)

kosztów uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia,

b)

rekompensat, o których mowa w przepisach rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r.

w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej

(Dz. Urz. UE L 158 z 14.06.2019, str. 54, z późn. zm.)

c)

kosztów wskazanych w art. 45 ust. 1a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, zwanej dalej „ustawą”,

d)

kosztów związanych z wykorzystaniem usług systemowych nabywanych od odbiorców energii

na podstawie art. 9c ust. 2 pkt 8 ustawy,

e)

kosztów wskazanych w art. 11d ust. 5 ustawy,

f)

kosztów wynikających ze stosowania przepisów wydanych na podstawie art. 11 ust. 6

i 7 ustawy,

g)

kosztów działań, o których mowa w art. 11c ust. 2 ustawy, poniesionych w roku poprzedzającym

rok kalkulacji taryfy;

6)

sposób uwzględniania w taryfach poprawy efektywności, instalowania u odbiorców końcowych

liczników zdalnego odczytu i zmiany warunków wykonywanej działalności przez przedsiębiorstwa

energetyczne;

7)

sposób prowadzenia rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi,

w tym w zakresie określonym w art. 45 ust. 1a ustawy;

8)

sposób prowadzenia rozliczeń za energię elektryczną pobieraną z sieci i wprowadzaną

do sieci przez magazyn energii elektrycznej, w tym sposób obliczania współczynnika,

o którym mowa w art. 45 ust. 10 ustawy;

9)

sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej

oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców;

10)

sposób ustalania opłat za ponadumowny pobór energii biernej i przekroczenia mocy;

11)

sposób ustalania opłat za nielegalny pobór energii elektrycznej;

12)

zakres usług wykonywanych na dodatkowe zlecenie odbiorcy i sposób ustalania opłat

za te usługi.

Użyte w rozporządzeniu określenia oznaczają

1)

grupa przyłączeniowa - grupę podmiotów, których urządzenia, instalacje i sieci są

przyłączane do sieci, podzielonych w następujący sposób

a)

grupę I stanowią podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio

do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kV,

b)

grupę II stanowią podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane

bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym 110 kV,

c)

grupę III stanowią podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane

bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, jednak niższym niż

110 kV,

d)

grupę IV stanowią 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,

e)

grupę V stanowią podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio

do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz o mocy przyłączeniowej nie

większej niż 40 kW,

f)

grupę VI stanowią podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane

do sieci przez 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, jednak nie dłuższy niż rok;

2)

grupa taryfowa - grupę odbiorców kupujących energię elektryczną lub korzystających

z usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo usługi kompleksowej,

w odniesieniu do których stosuje się jeden zestaw cen lub stawek opłat i warunków

stosowania tych cen lub stawek opłat;

3)

miejsce dostarczania energii elektrycznej - punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo

energetyczne dostarcza energię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie do sieci

lub w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej,

lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej, będący jednocześnie

miejscem odbioru tej energii;

4)

miejsce przyłączenia - punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią;

5)

moc przyłączeniowa - moc czynną planowaną do pobierania lub wprowadzania do sieci

określoną w umowie o przyłączenie do sieci jako wartość maksymalną wyznaczaną w ciągu

każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy w okresach piętnastominutowych,

służącą do zaprojektowania przyłącza;

6)

moc umowna - moc czynną pobieraną lub wprowadzaną do sieci określoną

a)

w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub

w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej jako wartość nie

mniejsza niż wyznaczona jako wartość maksymalna ze średniej wartości mocy w okresie

piętnastu minut, z uwzględnieniem współczynników odzwierciedlających specyfikę układu

zasilania odbiorcy, albo

b)

w 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

c)

w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawieranej między operatorami

systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającymi co najmniej dwa sieciowe

miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, jako średnią

z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych w miejscach połączeń sieci

operatorów systemów dystrybucyjnych, wyznaczoną na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych;

7)

okres rozliczania niezbilansowania - okres rozliczania niezbilansowania w rozumieniu

art. 2 pkt 10 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego

wytyczne dotyczące bilansowania (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 6, z późn. zm.)

8)

okres regulacji - okres, na jaki zostały ustalone wartości współczynników korekcyjnych,

o których mowa w § 21;

9)

przyłącze - odcinek lub element sieci służące do połączenia urządzeń, instalacji lub

sieci podmiotu, dostosowane do mocy przyłączeniowej z pozostałą częścią sieci przedsiębiorstwa

energetycznego, które świadczy na rzecz podmiotu przyłączanego usługę przesyłania

lub dystrybucji energii elektrycznej;

10)

rezerwa mocy - rezerwę mocy czynnej w rozumieniu art. 3 ust. 2 pkt 16 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485 z dnia 2 sierpnia 2017 r.

ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej

(Dz. Urz. UE L 220 z 25.08.2017, str. 1, z późn. zm.)

11)

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;

12)

układ pomiarowo-rozliczeniowy - liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub pomiarowo-rozliczeniowe,

w tym 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;

13)

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.

Przedsiębiorstwo energetyczne ustala taryfę w sposób zapewniający

1)

pokrycie kosztów uzasadnionych w zakresie określonym w art. 45 ustawy;

2)

eliminowanie subsydiowania skrośnego.

1.

Taryfa w zależności od zakresu wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności

gospodarczej określa

1)

grupy taryfowe i szczegółowe kryteria podziału odbiorców na te grupy;

2)

rodzaje oraz wysokość cen lub stawek opłat dla poszczególnych grup taryfowych, a także

warunki ich stosowania;

3)

sposób ustalania

a)

bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz 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 tego dostarczania

nastąpiło z przyczyn, o których mowa w art. 6b ust. 1, 2 i 4 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 o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub

w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej.

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

1)

stawki opłat za świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, zwane dalej „stawkami

opłat przesyłowych”;

2)

sposób ustalania opłat za przyłączenie do sieci;

3)

sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej

oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców;

4)

sposób ustalania opłat za

a)

ponadumowny pobór energii biernej,

b)

przekroczenie 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)

przekroczenie mocy umownej,

c)

usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy,

d)

nielegalny pobór energii elektrycznej.

4.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu

energią elektryczną zawiera w taryfie

1)

ceny energii elektrycznej;

2)

sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców.

1.

Podziału odbiorców na grupy taryfowe dokonuje się w zależności od poziomu kosztów

uzasadnionych ponoszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne na dostarczanie energii

elektrycznej do tych odbiorców na podstawie następujących kryteriów

1)

poziomu napięcia sieci w miejscu dostarczania energii elektrycznej;

2)

wartości mocy umownej;

3)

systemu rozliczeń;

4)

liczby rozliczeniowych stref czasowych;

5)

zużycia energii elektrycznej na potrzeby gospodarstw domowych.

2.

Ceny lub stawki opłat, o których mowa w § 5, mogą być różnicowane dla poszczególnych

grup taryfowych z uwzględnieniem podziału doby i roku na strefy i okresy czasowe.

Taryfa może przewidywać więcej niż jeden sposób podziału doby na strefy czasowe.

3.

Przedsiębiorstwo energetyczne może, niezależnie od poziomu napięcia znamionowego sieci,

utworzyć odrębną grupę taryfową dla odbiorców przyłączonych do sieci, których instalacje,

za zgodą tego przedsiębiorstwa, nie są wyposażone w układy pomiarowo-rozliczeniowe,

wykorzystujących energię elektryczną do 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.

4.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji

energii elektrycznej tworzy odrębną grupę taryfową dla odbiorców zużywających energię

elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych, tak aby stymulować tych odbiorców do

zużywania większej ilości energii elektrycznej w godzinach od 22.00 do 6.00.

5.

W grupie taryfowej, o której mowa w ust. 4, obowiązują stawki opłat w wysokości jak

w grupie taryfowej dla odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw

domowych z jednostrefowym rozliczeniem za usługi dystrybucji energii elektrycznej,

z tym że

1)

w godzinach od 22.00 do 6.00 przedsiębiorstwo energetyczne w pierwszym roku od dnia,

w którym zaliczono odbiorcę do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 4, stosuje składnik

zmienny stawki sieciowej w wysokości do 30% składnika zmiennego stawki sieciowej grupy

taryfowej dla odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych

z jednostrefowym rozliczeniem za usługi dystrybucji energii elektrycznej; obniżony

składnik zmienny stawki sieciowej obowiązuje w odniesieniu do ilości energii elektrycznej

przekraczającej ilość energii elektrycznej zużytej w analogicznym okresie rozliczeniowym

poprzedzającego roku;

2)

w odniesieniu do nowego miejsca dostarczania energii elektrycznej dla odbiorcy z grupy

taryfowej, o której mowa w ust. 4, któremu przedsiębiorstwo energetyczne nie świadczyło

usługi dystrybucji energii elektrycznej dłużej niż rok, przyjmuje się, że zużycie

energii elektrycznej, o którym mowa w pkt 1, wynosiło 0 kWh;

3)

w kolejnych latach od dnia, w którym zaliczono odbiorcę do grupy taryfowej, o której

mowa w ust. 4, do rozliczenia opłaty sieciowej zmiennej w poszczególnych okresach

przyjmuje się ilość zużycia energii elektrycznej taką jak w analogicznym okresie rozliczeniowym

roku poprzedzającego pierwszy rok, w którym zaliczono odbiorcę do grupy taryfowej,

o której mowa w ust. 4;

4)

w odniesieniu do odbiorców, o których mowa w pkt 2 i 3, w godzinach od 22.00 do 6.00

przedsiębiorstwo energetyczne stosuje składnik zmienny stawki sieciowej w wysokości

do 30% składnika zmiennego stawki sieciowej grupy taryfowej dla odbiorców zużywających

energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych z jednostrefowym rozliczeniem

za energię elektryczną; obniżony składnik zmienny stawki sieciowej obowiązuje w odniesieniu

do ilości energii elektrycznej przekraczającej ilość energii elektrycznej zużytej

w analogicznym okresie roku poprzedzającego pierwszy rok, w którym zaliczono odbiorcę

do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 4;

5)

w grupie taryfowej, o której mowa w ust. 4, składnik stały stawki sieciowej ustala

się w wysokości dwukrotności składnika stałego stawki sieciowej grupy taryfowej dla

odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych z jednostrefowym

rozliczeniem za usługi dystrybucji energii elektrycznej.

6.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji

energii elektrycznej może utworzyć odrębną grupę taryfową dla odbiorców, którzy zużywają

energię elektryczną na potrzeby drogowego elektrycznego transportu publicznego i rozwoju

tego transportu.

7.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji

energii elektrycznej tworzy grupę taryfową dla odbiorców przyłączonych do sieci, którzy

wykorzystują energię elektryczną wyłącznie na potrzeby funkcjonowania ogólnodostępnej

stacji ładowania, w tym świadczenia usług ładowania, zgodnie z ustawą z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych

(Dz. U. z 2022 r. poz. 1083 i 1260), z uwzględnieniem kryteriów określonych w ust. 1 pkt 1-4.

8.

Odbiorca, który wybrał do rozliczeń z przedsiębiorstwem energetycznym wykonującym

działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej grupę taryfową,

o której mowa w ust. 7, jest rozliczany na podstawie tej taryfy przez cały okres obowiązywania

umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej albo umowy kompleksowej

zawartych między tym odbiorcą a przedsiębiorstwem energetycznym.

9.

W odniesieniu do odbiorców, o których mowa w ust. 7, przedsiębiorstwo energetyczne

wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej w rozliczeniach

za usługi dystrybucji energii elektrycznej stosuje stawki opłat obowiązujące w grupie

taryfowej z rozliczeniem jednostrefowym dla danego poziomu napięcia oraz danej mocy

umownej, przy czym w przypadku gdy stopień wykorzystania mocy umownej Sm jest

1)

równy 0,100 lub niższy, z uwzględnieniem współczynnika korygującego w wysokości

a)

25% dla kalkulacji opłat wynikających ze składnika stałego stawki sieciowej oraz

b)

200% dla kalkulacji opłaty z tytułu składnika zmiennego stawki sieciowej;

2)

wyższy niż 0,100, z uwzględnieniem pełnej wartości składnika stałego stawki sieciowej

oraz współczynnika korygującego w wysokości 150% dla kalkulacji opłaty z tytułu składnika

zmiennego stawki sieciowej.

10.

Stopień wykorzystania mocy umownej Sm, o którym mowa w ust. 9, oblicza się według wzoru

Sm = Eo/(P × Io × 24)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Eo - łączną ilość energii elektrycznej pobranej w miejscu dostarczania energii elektrycznej

przez odbiorcę na potrzeby, o których mowa w ust. 7, w okresie roku kończącego się

z dniem ostatniego dokonanego odczytu, wyrażoną w MWh lub kWh,

P - moc umowną dla danego odbiorcy wyznaczoną jako średnia moc umowna w okresie roku

kończącego się z dniem ostatniego dokonanego odczytu, wyrażoną w MW lub w kW,

lo - liczbę dni w okresie roku kończącego się z dniem ostatniego dokonanego odczytu.

11.

W odniesieniu do nowego miejsca dostarczania energii elektrycznej dla odbiorcy z grupy

taryfowej, o której mowa w ust. 7, lub w przypadku odbiorcy z grupy taryfowej, o której

mowa w ust. 7, który zużywał energię elektryczną w okresie krótszym niż rok, do czasu

zakończenia tego okresu stosuje się rozliczenia zgodnie z ust. 9 pkt 1.

12.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji

energii elektrycznej i przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność w zakresie

obrotu energią elektryczną tworzą grupę taryfową dla odbiorców przyłączonych do sieci,

niezależnie od poziomu napięcia znamionowego sieci, będących jednostkami ochrony przeciwpożarowej,

o których mowa w ustawie z dnia 17 grudnia 2021 r. o ochotniczych strażach pożarnych

(Dz. U. poz. 2490 oraz z 2022 r. poz. 1301 i 1964).

1.

Odbiorcę, który pobiera energię elektryczną

1)

z kilku miejsc dostarczania tej energii położonych w sieci o różnych poziomach napięć,

zalicza się do grup taryfowych oddzielnie w każdym z tych miejsc,

2)

z kilku miejsc dostarczania energii elektrycznej położonych w sieci o jednakowych

poziomach napięć, można zaliczyć do grup taryfowych oddzielnie w każdym z tych miejsc,

chyba że energia elektryczna jest pobierana do zasilania jednego zespołu urządzeń

z więcej niż jednego miejsca dostarczania energii elektrycznej na tym samym poziomie

napięcia, wówczas odbiorca ten wybiera grupę taryfową jednakową dla wszystkich miejsc

dostarczania energii elektrycznej

- zgodnie z kryteriami podziału odbiorców na grupy taryfowe przyjętymi w danym przedsiębiorstwie

energetycznym.

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 zaliczony w odniesieniu do danego miejsca dostarczania energii elektrycznej do

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

3.

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

o zmianę grupy taryfowej nie częściej niż raz na 12 miesięcy, a w przypadku zmiany

stawek opłat - w okresie 60 dni od dnia wejścia w życie nowej taryfy. Warunki zmiany

grupy taryfowej określają umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa o świadczenie

usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa.

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

Uwzględniane w kalkulacji cen lub stawek opłat, o których mowa w § 8, koszty uzasadnione

w odniesieniu do wykonywanej działalności gospodarczej w zakresie

1)

wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej - stanowią planowane

na dany rok koszty uzasadnione przedsiębiorstwa energetycznego wraz z uzasadnionym

zwrotem z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą;

2)

obrotu energią elektryczną - stanowią planowane na dany rok koszty uzasadnione, o

których mowa w § 20 ust. 1.

1.

Koszty, o których mowa w § 9, ustala się

1)

zgodnie z art. 44 i art. 45 ustawy oraz z zasadami ewidencji kosztów określonymi w

przepisach o rachunkowości;

2)

na podstawie planowanej w danym roku okresu regulacji ilości energii elektrycznej

przewidywanej do sprzedaży, wytworzenia, przesłania lub dystrybucji, a także wielkości

mocy umownej.

2.

Podstawę weryfikacji

1)

kosztów, o których mowa w § 9, stanowią porównywalne koszty poniesione przez przedsiębiorstwo

energetyczne w roku kalendarzowym poprzedzającym rok ustalania taryfy, określone na

podstawie sprawozdań finansowych w odniesieniu do poszczególnych rodzajów wykonywanej

działalności gospodarczej zgodnie z art. 44 ust. 2 ustawy;

2)

planowanej ilości energii elektrycznej, o której mowa w ust. 1 pkt 2, stanowią ilości

energii elektrycznej wynikające z poprzednich okresów, a także wielkości mocy umownej.

3.

Podstawę weryfikacji kosztów, o których mowa w § 9, mogą stanowić porównywalne koszty

wykonywania działalności gospodarczej w przedsiębiorstwach energetycznych wykonujących

tego samego rodzaju działalność gospodarczą w zbliżonych warunkach.

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 tym przedsiębiorstwie metodą podziału kosztów.

Przyjęta metoda podziału kosztów zapewnia podział kosztów odpowiadających zaangażowaniu

zasobów przedsiębiorstwa energetycznego w zaopatrzenie w energię elektryczną odbiorców

zaliczonych do poszczególnych grup taryfowych.

2.

Metoda podziału kosztów, zasady ewidencji kosztów oraz podział odbiorców na grupy

taryfowe nie mogą ulec zmianie w okresie regulacji.

1.

Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej kalkuluje

ustalone w taryfie

1)

ceny energii elektrycznej - na podstawie sumy jednostkowych kosztów stałych i zmiennych,

ustalonych w sposób określony w ust. 3 i 4, wyrażone w zł/MWh lub w zł/kWh;

2)

stawki opłat za rezerwy mocy - na podstawie jednostkowych kosztów stałych, ustalonych

w sposób określony w ust. 3, wyrażone w zł/MW/h lub w 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 za usługi systemowe mogą być kalkulowane z podziałem na

1)

składnik stały - za utrzymanie gotowości do świadczenia poszczególnych rodzajów usług

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

zł/MW/miesiąc, lub w zł/kW/miesiąc;

2)

składnik zmienny - za świadczenie usług systemowych, wyrażony w zł/MWh lub w zł/kWh.

3.

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

\(

k_{js} = {{K_{sp} } \over {\sum\nolimits_{i = 1}^n {P_{dwi} + \sum\nolimits_{i =

1}^n {P_{dri} } } }}

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Ksp - koszty stałe planowane na każdy rok okresu regulacji, wyrażone w zł, ustalone dla

jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, z wyłączeniem kosztów, o których mowa

w ust. 4,

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

grup takich jednostek, wyrażoną w MW/h lub w kW/h, wykorzystaną do produkcji energii

elektrycznej, planowaną do sprzedaży w każdym roku okresu regulacji,

Pdri - moc dyspozycyjną jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek wyrażoną w MW/h

lub w kW/h, planowaną do sprzedaży jako rezerwa mocy w poszczególnych godzinach, w

każdym roku okresu regulacji,

n - liczbę godzin planowaną w odniesieniu do mocy dyspozycyjnej oznaczonej symbolem

„Pdwi” albo do mocy dyspozycyjnej oznaczonej symbolem „Pdri”, w każdym roku okresu regulacji.

4.

Jednostkowe koszty zmienne, oznaczone symbolem „kjz”, oblicza się według wzoru

\(

k_{jz} = {{K_{zp} + K_{ze} + K_{zw} } \over {E_{jw} }}

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Kzp - koszty paliwa, wyrażone w zł, łącznie z kosztami jego transportu i składowania,

planowanego do zużycia w każdym roku okresu regulacji, dla jednostki wytwórczej lub

grup takich jednostek,

Kze - koszty opłat za gospodarcze korzystanie ze środowiska oraz składowanie odpadów

paleniskowych, wyrażone w zł, planowane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek

w każdym roku okresu regulacji,

Kzw - pozostałe koszty zmienne, wyrażone w zł, planowane dla jednostki wytwórczej lub

grup takich jednostek w każdym roku okresu regulacji,

Ejw - ilość energii elektrycznej planowaną do sprzedaży, wyrażoną w MWh lub w kWh, wytworzoną

przez jednostkę wytwórczą lub grupę takich jednostek, w każdym roku okresu regulacji.

1.

Opłaty za przyłączenie do sieci ustala się dla podmiotów zaliczonych do grupy przyłączeniowej

1)

I, II, III oraz VI - przyłączanych do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV,

z wyłączeniem przyłączenia źródeł i sieci - na podstawie jednej czwartej rzeczywistych

nakładów poniesionych na realizację przyłączenia;

2)

IV, 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

zgodnie z art. 7 ust. 8 pkt 2 ustawy oraz w zależności od rodzaju tych stawek odpowiednio

do wielkości mocy przyłączeniowej, długości odcinka sieci służącego do przyłączenia

lub rodzaju tego odcinka (napowietrzny lub kablowy).

2.

Stawki opłat, o których mowa w ust. 1 pkt 2, w odniesieniu do 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 montażu.

3.

W zależności od przyjętego rozwiązania technicznego przez obudowę, o której mowa w

ust. 2, rozumie się szafkę złączowo-pomiarową zintegrowaną lub modułową wspólną dla

złącza i układu pomiarowo-rozliczeniowego lub odpowiadające tej obudowie funkcjonalnie

oddzielne szafki złączowe i pomiarowe lub szafki pomiarowe.

4.

Przepisu ust. 2 pkt 2 nie stosuje się do przyłączy kablowych w budynkach wielolokalowych

i w innych niż budynki wielolokalowe zespołach obiektów, w których lokalizacja układów

pomiarowo-rozliczeniowych nie pokrywa się z lokalizacją złączy kablowych.

5.

W nakładach, o których mowa w art. 7 ust. 8 ustawy, uwzględnia się wydatki ponoszone

na wykonanie prac projektowych i geodezyjnych, uzgadnianie dokumentacji, uzyskanie

pozwoleń na budowę, zakup materiałów do budowy odcinków sieci służących do przyłączenia

podmiotów do sieci, z uwzględnieniem długości tych odcinków, roboty budowlano-montażowe

wraz z nadzorem, wykonanie niezbędnych prób, koszty sporządzenia ekspertyzy wpływu

przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny, a także

koszty uzyskania praw do nieruchomości oraz zajęcia terenu, niezbędne do budowy lub

eksploatacji urządzeń.

6.

Podmiot przyłączany do sieci może wybrać, czy będzie zastosowane przyłącze napowietrzne

czy kablowe, jeżeli wykonanie danego rodzaju przyłącza jest możliwe ze względów technicznych.

7.

W przypadku obiektów wymagających wielostronnego układu zasilania opłatę za przyłączenie

do sieci ustala się w sposób określony w ust. 1-5, z wyłączeniem opłaty za przyłączenie

do sieci zasilania rezerwowego, którą ustala się na podstawie rzeczywistych nakładów

związanych z tym przyłączeniem.

8.

Za zwiększenie mocy przyłączeniowej dokonane na wniosek danego podmiotu zaliczonego

do jednej z grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1

1)

pkt 1 - pobiera się opłatę ustaloną zgodnie z tym przepisem;

2)

pkt 2 - pobiera się opłatę stanowiącą iloczyn stawki opłaty ustalonej w taryfie i

przyrostu mocy przyłączeniowej.

9.

Za wymianę lub przebudowę przyłącza bez zwiększenia jego mocy przyłączeniowej dokonaną

na wniosek przyłączonego podmiotu, opłatę ustala się na podstawie rzeczywistych nakładów

związanych z tą wymianą lub przebudową.

10.

Za wymianę lub przebudowę przyłącza związaną ze zwiększeniem jego mocy przyłączeniowej

dokonaną na wniosek przyłączonego podmiotu zaliczonego do jednej z grup przyłączeniowych,

o których mowa w ust. 1

1)

pkt 1 - pobiera się opłatę stanowiącą sumę rzeczywistych nakładów poniesionych na

wymianę lub przebudowę tego przyłącza ustalonych w odniesieniu do dotychczasowej wielkości

mocy przyłączeniowej i opłaty za przyrost mocy przyłączeniowej ustalonej zgodnie z

tym przepisem;

2)

pkt 2 - pobiera się opłatę obliczoną jako sumę rzeczywistych nakładów poniesionych

na wymianę lub przebudowę tego przyłącza ustalonych w odniesieniu do dotychczasowej

wielkości mocy przyłączeniowej i opłaty za przyrost mocy wynikającej z iloczynu stawki

opłaty ustalonej w taryfie, w zależności od rodzaju przyłącza (napowietrzne lub kablowe)

i przyrostu mocy przyłączeniowej.

1.

Stawki opłat przesyłowych kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające

1)

z przesyłania energii elektrycznej;

2)

z korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego;

3)

z prowadzenia rozliczeń z tytułu wymiany energii elektrycznej między krajowym systemem

elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi państw niebędących członkami

Unii Europejskiej.

2.

Stawki opłat przesyłowych, o których mowa w ust. 1

1)

pkt 2, zwane dalej „stawkami jakościowymi”,

2)

pkt 3, zwane dalej „stawkami rynkowymi”

- kalkuluje się jako jednoskładnikowe.

3.

Stawki opłat dystrybucyjnych kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające

1)

z dystrybucji energii elektrycznej;

2)

z korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego;

3)

z odczytywania wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych i ich bieżącej kontroli.

4.

Stawki opłat dystrybucyjnych, o których mowa w ust. 3 pkt 2, kalkuluje się jako jednoskładnikowe

na podstawie kosztów zakupu od operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego

usług przesyłania energii elektrycznej w części dotyczącej korzystania z krajowego

systemu elektroenergetycznego.

5.

Stawki opłat dystrybucyjnych, o których mowa w ust. 3 pkt 3, zwane dalej „stawkami

abonamentowymi”, kalkuluje się jako jednoskładnikowe.

6.

Stawki abonamentowe różnicuje się w zależności od długości okresu rozliczeniowego.

7.

Stawki opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i ust.

3 pkt 1, zwane dalej „stawkami sieciowymi”, kalkuluje się jako dwuskładnikowe z podziałem

na składnik

1)

stały stawki sieciowej - obliczany na jednostkę mocy umownej, a dla odbiorcy energii

elektrycznej w gospodarstwie domowym - w odniesieniu do układu pomiarowo-rozliczeniowego;

2)

zmienny stawki sieciowej - obliczany na jednostkę energii elektrycznej pobieranej

z sieci w miejscu dostarczania tej energii.

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 w miejscu

dostarczania tej energii, 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 dostarczania tej energii.

9.

W przypadku prosumenta energii odnawialnej, o którym mowa w art. 2 pkt 27a ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii

(Dz. U. z 2022 r. poz. 1378, 1383 i 2370), jako energię elektryczną pobraną w miejscu dostarczania tej energii, przyjmowaną

do kalkulacji i prowadzenia rozliczeń w zakresie składnika zmiennego stawki sieciowej

za świadczone usługi dystrybucji energii elektrycznej, przyjmuje się energię sumarycznie

zbilansowaną, o której mowa w art. 4 ust. 2b ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, gdy wynik tego bilansowania jest większy od zera.

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 - obejmujące napięcie znamionowe 110 kV;

2)

średnich - obejmujące napięcie znamionowe wyższe niż 1 kV i niższe niż 110 kV;

3)

niskich - obejmujące napięcie znamionowe nie wyższe niż 1 kV.

3.

Stawki sieciowe kalkuluje się dla danej grupy taryfowej na podstawie kosztów uzasadnionych,

w tym kosztów instalowania u odbiorców końcowych liczników zdalnego odczytu z uwzględnieniem

uzasadnionego zwrotu z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą

w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej.

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.

2.

Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym mowa w § 14 ust. 7 pkt 2, kalkuluje się

na podstawie planowanych kosztów uzasadnionych

1)

zakupu energii elektrycznej w ilości niezbędnej do pokrycia różnicy między ilością

energii elektrycznej wprowadzanej do sieci danego poziomu napięć znamionowych a ilością

energii pobranej z tej sieci przez odbiorców lub przesłanej, lub dystrybuowanej do

sieci innych poziomów napięć znamionowych;

2)

zmiennych za przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej sieciami innych poziomów

napięć znamionowych lub sieciami należącymi do innych operatorów lub innych przedsiębiorstw

energetycznych;

3)

stałych za przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej w części nieuwzględnionej

w składniku stałym stawki sieciowej, o którym mowa w § 14 ust. 7 pkt 1, zgodnie z

art. 45 ust. 5 ustawy.

3.

Składnik stały stawki sieciowej, o którym mowa w § 14 ust. 7 pkt 1, oznaczony symbolem

„SSVn”, kalkuluje się według wzoru w odniesieniu do odbiorców

1)

przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, zaliczonych do danej grupy

taryfowej, wyrażony w zł/MW lub w zł/kW

\(

S_{SVn} = {{K_{SVn} } \over {P_{Vn} }}

\)

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 zaliczonych 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;

2)

energii elektrycznej w gospodarstwie domowym wyrażony w zł/miesiąc

\(

S_{SVn} = {{K_{SVn} } \over {n_G }}

\)

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 zaliczonych do danej grupy taryfowej,

nG- liczbę układów pomiarowo-rozliczeniowych w gospodarstwach domowych.

4.

Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym mowa w § 14 ust. 7 pkt 2, dla odbiorców

przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, zaliczonych do danej grupy

taryfowej, oznaczony symbolem „SZVn”, wyrażony w zł/MWh lub w zł/kWh, kalkuluje się według wzoru

\(

S_{ZVn} = {{K_{ZVn} } \over {E_{Vn} }}

\)

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 znamionowychVn, zaliczonych do danej grupy taryfowej, wyrażoną w MWh lub w kWh; ilość energii elektrycznej

planowanej do pobrania z sieci przesyłowej przez operatora systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego, który ma co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii

elektrycznej połączone siecią tego operatora, wyznacza się w tych miejscach dostarczania

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

5.

Moc umowna jest zamawiana dla miejsc dostarczania energii elektrycznej 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.

Moc umowna może być zamawiana łącznie dla dwóch lub więcej miejsc dostarczania energii

elektrycznej, jeżeli umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii

elektrycznej lub umowa kompleksowa nie stanowią inaczej.

7.

Wartość mocy umownej dla operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego mającego

co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią

tego operatora, przyjmowaną do kalkulacji składnika stałego stawki sieciowej w taryfie

operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego i stosowaną w rozliczeniach zgodnie

z § 25, w odniesieniu do 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.

8.

Wartość mocy umownej przyjmowanej do kalkulacji składnika stałego stawki sieciowej

w taryfie operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego i stosowanej w rozliczeniach

zgodnie z § 29 ust. 1 za świadczone usługi dystrybucji energii elektrycznej między

operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy ma co

najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej 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.

9.

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

wyznacza się na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych, przez obliczenie

średniej arytmetycznej z pięciu pomiarów wybranych z siedmiu pomiarów maksymalnego

poboru mocy średniogodzinnej i po odrzuceniu dwóch pomiarów maksymalnych dokonanych

w okresie od dnia 1 lipca roku n-2 do dnia 30 czerwca roku n-1, gdzie „n” jest rokiem

obowiązywania taryfy, przy zachowaniu co najmniej 240 godzin przerw między poszczególnymi

pomiarami.

10.

Jeżeli nie można uzyskać wartości niezbędnych do wyznaczenia mocy umownej zgodnie

z ust. 9, strony umowy ustalają wartość tej mocy w umowie o świadczenie usług dystrybucji

energii elektrycznej, uwzględniając parametry techniczne i układ pracy sieci w miejscach

świadczenia tych usług.

1.

Stawki jakościowe, oznaczone symbolem „SoSJ”, wyrażone w zł/MWh lub w zł/kWh, kalkuluje się według wzoru

\(

S_{oSJ} = {{K_{SJ} } \over {E_{SJ} }}

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

KSJ - koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw

energii elektrycznej dla każdego roku okresu regulacji,

ESJ - ilość energii elektrycznej planowaną do zużycia przez odbiorców końcowych korzystających

z krajowego systemu elektroenergetycznego, wyrażoną w MWh lub w kWh.

2.

Koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw

energii elektrycznej obejmują koszty

1)

planowanych do zakupu przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego niezbędnych

a)

rezerw mocy i usług systemowych - w wysokości kosztów ich zakupu,

b)

ilości energii elektrycznej wytwarzanej w celu zapewnienia odpowiedniej jakości dostaw

tej energii - określone jako różnica między wysokością płatności za energię elektryczną

a przychodami ze sprzedaży tej energii w ramach bilansowania systemu;

2)

poniesione przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego w roku poprzedzającym

rok kalkulacji taryfy

a)

związane z wykorzystaniem usług systemowych nabywanych od odbiorców na podstawie art.

9c ust. 2 pkt 8 ustawy,

b)

wskazane w art. 11d ust. 5 ustawy,

c)

wynikające ze stosowania przepisów wydanych na podstawie art. 11 ust. 6 i 6a oraz

7 ustawy,

d)

działań, o których mowa w art. 11c ust. 2 ustawy.

1.

Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego kalkuluje stawkę rynkową na podstawie

kosztów uzasadnionych planowanych do poniesienia w każdym roku okresu regulacji przez

tego operatora, wynikających z rekompensat, o których mowa w art. 49 rozporządzenia

2019/943, 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 oznaczoną symbolem „Sr”, wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh, kalkuluje się według wzoru

\(

S_r = {{K_r } \over {E_{zk} }}

\)

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, o których mowa w art. 49 rozporządzenia

2019/943.

1.

Na dodatkowe zlecenie odbiorcy przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją

energii elektrycznej wykonuje następujące usługi

1)

przerwanie i wznowienie dostarczania energii elektrycznej;

2)

sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego;

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 tego przedsiębiorstwa energetycznego, wykonującymi

prace w pobliżu urządzeń elektroenergetycznych będących jego własnością lub na tych

urządzeniach;

7)

wyłączenie napięcia, przygotowanie miejsca pracy dla wykonawców, o których mowa w

pkt 6, oraz likwidację tego miejsca i ponowne podłączenie urządzeń do sieci tego przedsiębiorstwa

energetycznego;

8)

założenie plomb przedsiębiorstwa energetycznego na urządzeniach podlegających oplombowaniu,

w tym po naprawie, remoncie lub konserwacji instalacji;

9)

montaż i demontaż urządzenia kontrolno-pomiarowego, instalowanego w celu sprawdzenia

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.

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

a)

w art. 52 ust. 1 pkt 2 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii,

b)

w art. 11 ust. 1 ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej

(Dz. U. z 2021 r. poz. 2166);

2)

zakupu energii elektrycznej, do którego przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane

zgodnie z art. 41 ust. 1, art. 42 ust. 1 i art. 92 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o

odnawialnych źródłach energii;

3)

uzyskania i umorzenia świadectw, o których mowa

a)

w art. 44 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii,

b)

w art. 20 ust. 1 ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej.

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.

4.

Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną nie uwzględnia

podatku akcyzowego w kalkulacji ceny energii elektrycznej, o której mowa w ust. 1.

1.

W celu określenia stopnia poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego

w okresie regulacji ustala się na poszczególne lata współczynniki korekcyjne, oznaczone

symbolem „X”, tak aby był spełniony warunek wyrażony wzorem

Kwn ≤ Kwn-1 × [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 tego

przedsiębiorstwa warunki wykonywania działalności gospodarczej, które na poszczególne

lata okresu regulacji wyznacza się w szczególności przy zastosowaniu metod porównawczych,

o których mowa w art. 47 ust. 2e ustawy; w pierwszym roku okresu regulacji koszty

oznaczone symbolem „Kwn-1” są równe kosztom z roku poprzedzającego rok, w którym taryfa jest przedkładana do

zatwierdzenia,

Xn - współczynniki korekcyjne, wyrażone w %, określające projektowaną poprawę efektywności

funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego, które są ustalane jednorazowo na poszczególne

lata w roku przedłożenia taryfy do zatwierdzenia albo na początku okresu regulacji;

współczynnik korekcyjny na pierwszy rok okresu regulacji uwzględnia się w zależności

od działalności gospodarczej wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne odpowiednio

w cenie energii elektrycznej albo w stawkach opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych

zawartych w taryfach,

RPI - średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem, wyrażony w

%, w roku kalendarzowym poprzedzającym rok sporządzenia taryfy, który jest określany

w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego ogłaszanym w Dzienniku Urzędowym

Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski”.

2.

W celu określenia dopuszczalnych zmian cen lub stawek opłat na dany rok okresu regulacji

będących wynikiem zmiany warunków zewnętrznych funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego

lub poprawy efektywności funkcjonowania tego przedsiębiorstwa, ustala się w odniesieniu

do poszczególnych rodzajów wykonywanej działalności gospodarczej współczynniki korekcyjne,

oznaczone symbolem „Y”, tak aby był spełniony warunek wyrażony wzorem

Cwn ≤ Cwn-1 × [1 + Yn /100]

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Cwn, Cwn-1 - ceny wskaźnikowe dla danego rodzaju wykonywanej działalności gospodarczej, które

ustala się w sposób określony w ust. 3,

Yn - współczynnik korekcyjny, który jest ustalany corocznie i uwzględniany w cenie energii

elektrycznej albo w stawkach opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych zawartych w taryfach,

określający zmianę niezależnych od przedsiębiorstwa energetycznego warunków danego

rodzaju wykonywanej 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 tego

przedsiębiorstwa.

3.

Ceny wskaźnikowe, o których mowa w ust. 2, ustala się w odniesieniu do

1)

wytwarzania energii elektrycznej lub obrotu tą energią jako średnią cenę sprzedanej

energii elektrycznej stanowiącą iloraz kalkulacyjnych przychodów ze sprzedaży tej

energii, wyliczonych odpowiednio według cen energii elektrycznej planowanych na dany

rok okresu regulacji (Cwn) lub cen energii elektrycznej 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 przychodów z opłat abonamentowych, wyliczonych

odpowiednio na podstawie stawek opłat planowanych na dany rok okresu regulacji (Cwn) lub stawek opłat 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.

4.

W przypadku udokumentowanej zmiany zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo

energetyczne działalności gospodarczej w odniesieniu 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, ustalenia cen wskaźnikowych, o którym mowa w

ust. 3, dokonuje się z uwzględnieniem wyłącznie cen lub stawek opłat określonych w

taryfie.

1.

Przychód pokrywający koszty uzasadnione wraz z uzasadnionym zwrotem z zaangażowanego

kapitału, ustalany na każdy rok okresu regulacji, uwzględnia przychody uzyskane

1)

z cen i stawek opłat;

2)

z opłat za ponadumowny pobór energii biernej i przekroczenia mocy umownej;

3)

z opłat za usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy;

4)

z wykonania umowy, o której mowa w art. 9h ust. 3 pkt 2 ustawy, i z wykonania czynności

wynikających z decyzji, o której mowa w art. 9h ust. 9 ustawy;

5)

z przekazywania danych pomiarowych innym przedsiębiorstwom energetycznym, w szczególności

na potrzeby rozliczeń na rynku bilansującym oraz realizacji procedury zmiany sprzedawcy.

2.

W przychodach, o których mowa w ust. 1 pkt 4 i 5, uwzględnia się stosunek wielkości

uzyskanych przychodów do wielkości kosztów poniesionych na świadczenie czynności,

o których mowa w tych przepisach.

3.

W przychodzie pokrywającym koszty uzasadnione wraz z uzasadnionym zwrotem z zaangażowanego

kapitału nie uwzględnia się bonifikat oraz przychodów uzyskanych z opłat

1)

za nielegalny pobór energii elektrycznej;

2)

z tytułu wykonywania czynności dotyczących wznowienia dostarczania energii elektrycznej,

jeżeli wstrzymanie dostarczania tej energii nastąpiło z przyczyn, o których mowa w

art. 6b ust. 1, 2 i 4 ustawy.

4.

Ustalenia przychodu pokrywającego koszty uzasadnione wraz z uzasadnionym zwrotem z

zaangażowanego kapitału dla operatorów systemów dystrybucyjnych oraz operatora systemu

przesyłowego dokonuje się z uwzględnieniem salda konta regulacyjnego, o którym mowa

w § 23.

1.

Saldo konta regulacyjnego oblicza się według wzoru

gdzie poszczególne symbole oznaczają

KRn - saldo konta regulacyjnego dla taryfy na rok okresu regulacji „n” wyrażone w zł,

Odp n-2 - sumę przyjętego w taryfie na rok okresu regulacji „n-2” planowanego przychodu,

wyrażonego w zł, będącego podstawą kalkulacji na 12 kolejnych miesięcy stawek opłat

z tytułu poboru składnika zmiennego stawki sieciowej, składnika stałego stawki sieciowej,

opłat abonamentowych oraz planowanych na ten okres przychodów, o których mowa w §

22 ust. 1 pkt 2-5, a dla operatora systemu przesyłowego także przychodu z tytułu opłaty

jakościowej,

Odr n-2 - sumę rzeczywiście uzyskanego w roku okresu regulacji „n-2” przychodu, wyrażonego

w zł, w okresie kolejnych 12 kolejnych miesięcy, z tytułu poboru składnika zmiennego

stawki sieciowej, składnika stałego stawki sieciowej, opłat abonamentowych oraz przychodów,

o których mowa w § 22 ust. 1 pkt 2-5, a dla operatora systemu przesyłowego także przychodu

z tytułu opłaty jakościowej.

2.

W przypadku gdy uwzględnienie salda konta regulacyjnego mogłoby spowodować zmianę

jednostkowego planowanego przychodu, wyrażonego w zł/MWh, określonego na rok okresu

regulacji „n” w sposób wskazany w § 22, z uwzględnieniem planowanego na ten okres

wolumenu dostaw energii elektrycznej, więcej niż o 2% w roku okresu regulacji „n”,

uwzględnia się część salda tego konta w wysokości odpowiadającej 2% przychodu określonego

na rok okresu regulacji „n”, wyrażonego w zł, a pozostałą część salda konta regulacyjnego

nieuwzględnionego w przychodzie określonym na rok okresu regulacji „n” w sposób wskazany

w § 22 uwzględnia się w taryfie na kolejny rok okresu regulacji „n+1”.

1.

Rozliczenia z odbiorcami i między przedsiębiorstwami energetycznymi z tytułu dostarczonej

energii elektrycznej lub świadczonych usług przesyłania lub dystrybucji tej energii

prowadzi się na podstawie danych rozliczeniowych dotyczących okresu rozliczeniowego

ustalonego w taryfie.

2.

Podstawą do rozliczeń, o których mowa w ust. 1, są wskazania układów pomiarowo-rozliczeniowych,

rejestrowane wielkości niemierzalne oraz algorytmy ich przetwarzania na dane rozliczeniowe.

1.

Opłatę za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej w odniesieniu

do danego poziomu napięć znamionowych w okresie rozliczeniowym, oblicza się, z zastrzeżeniem

§ 27-29, według wzoru

\(

O_{poi} = S_{SVn} \times P_i + \sum\limits_{m = 1}^R {S_{ZVnm} \times E_{oim}

+ k_{os} \times S_{oSJ} \times E_{os} + } k_{ok} \times S_{oSJ} \times E_{ok}

+ S_r \times E_{wp} + O_{ab}

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Opoi - opłatę, wyrażoną w zł, za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii

elektrycznej obliczoną dla danego odbiorcy, w tym

1)

operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;

2)

przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii

elektrycznej niebędącego operatorem;

3)

przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie magazynowania

energii elektrycznej - w odniesieniu do energii elektrycznej pobranej w celu innym

niż jej magazynowanie;

4)

przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi kompleksowe,

SSVn - składnik stały stawki sieciowej za okres rozliczeniowy, wyrażony w zł/MW lub w

zł/kW mocy umownej lub w zł/miesiąc, w odniesieniu do odbiorców energii elektrycznej

w gospodarstwie domowym,

Pi - moc umowną określoną dla danego odbiorcy, w tym dla operatora systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego, przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania

lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem oraz przedsiębiorstwa

energetycznego świadczącego usługi kompleksowe, wyrażoną w MW lub w kW lub w miesiącach

dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwie domowym,

SZVnm - składnik zmienny stawki sieciowej dla danej rozliczeniowej strefy czasowej (strefa

czasowa m), wyrażony w zł/MWh lub w zł/kWh,

R - liczbę rozliczeniowych stref czasowych,

Eoim - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci przez danego odbiorcę w rozliczeniowej

strefie czasowej m, w tym przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego,

przedsiębiorstwo energetyczne świadczące usługi przesyłania lub dystrybucji energii

elektrycznej niebędące operatorem oraz przedsiębiorstwo energetyczne świadczące usługi

kompleksowe, wyrażoną w MWh lub w kWh w okresie rozliczeniowym ustalonym w taryfie,

kos - współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych, ustalony w sposób

określony w § 26 ust. 2 pkt 1,

SoSJ - stawkę jakościową wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh,

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

systemu elektroenergetycznego, o których mowa w § 26 ust. 2 pkt 1, wyrażoną w MWh

lub w kWh,

kok - współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustalony w sposób

określony w § 26 ust. 2 pkt 2,

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

systemu elektroenergetycznego, o których mowa w § 26 ust. 2 pkt 2, wyrażoną w MWh

lub w kWh,

Sr - stawkę rynkową wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh,

Ewp - ilość energii elektrycznej, wyrażonej w MWh lub w kWh za okres rozliczeniowy, przeznaczonej

do wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi

państw, o których mowa w § 18 ust. 1, określoną w umowach sprzedaży energii elektrycznej

przedkładanych właściwemu operatorowi,

Oab - opłatę abonamentową, wyrażoną w zł, uwzględniającą długość okresu rozliczeniowego

oraz stawkę abonamentową.

2.

Jako ilość energii elektrycznej, oznaczonej symbolem „Eoim”, 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

ustaloną w sposób określony w § 14 ust. 8.

1.

Ilości energii elektrycznej, oznaczone symbolami „Eos” i „Eok”, o których mowa w § 25, zużyte przez odbiorców końcowych oblicza się dla

1)

wytwórcy energii elektrycznej 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)

przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie magazynowania

energii elektrycznej 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 lub instalacji tego przedsiębiorstwa - jako sumę energii

elektrycznej zużytej przez odbiorców końcowych, którzy są przyłączeni do urządzeń

lub instalacji tych przedsiębiorstw;

3)

operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego niemającego miejsc dostarczania

energii elektrycznej z sieci przesyłowej - jako sumę energii elektrycznej zużytej

przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci tego operatora, energii elektrycznej

zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstw energetycznych

świadczących usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędących operatorami

przyłączonymi do sieci tego operatora, energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców

energii elektrycznej, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci tego operatora,

energii elektrycznej obliczonej dla przedsiębiorstw, o których mowa w pkt 2, przyłączonych

do sieci tego operatora, ilości energii elektrycznej obliczonej dla operatorów systemów

dystrybucyjnych elektroenergetycznych przyłączonych do sieci tego operatora, oraz

ilości energii elektrycznej, o której mowa w ust. 6;

4)

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, energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców

energii elektrycznej, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci tego operatora,

energii elektrycznej obliczonej dla przedsiębiorstw, o których mowa w pkt 2, przyłączonych

do sieci tego operatora, ilości energii elektrycznej obliczonej dla operatorów systemów

dystrybucyjnych elektroenergetycznych przyłączonych do sieci tego operatora, oraz

ilości energii elektrycznej, o której mowa w ust. 6;

5)

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 energii

elektrycznej, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci tego przedsiębiorstwa,

energii elektrycznej obliczonej dla przedsiębiorstw, o których mowa w pkt 2, przyłączonych

do sieci tego przedsiębiorstwa, oraz ilości energii elektrycznej, o której mowa w

ust. 6;

6)

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, dla których

przedsiębiorstwo świadczy usługi kompleksowe.

2.

Współczynniki oznaczone symbolami „kos” i „kok”, o których mowa w § 25 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 i dla

których koszt energii elektrycznej obliczonej przy zastosowaniu współczynnika „kos” = 1 stanowi nie mniej niż 15% wartości produkcji - jako „kos” = 0,1;

2)

w krajowym systemie elektroenergetycznym innych niż odbiorcy, o których mowa w pkt

1, przyłączonych do sieci, w której usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej

świadczy operator lub przedsiębiorstwo energetyczne niebędące operatorem, i którzy

całość kupowanej energii zużywają na własne potrzeby - jako „kok”, który oblicza się według wzoru

kok = [(Eok + Eos) - kos × Eos]/Eok

gdzie symbole Eos i Eok oznaczają ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, 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, i którzy całość kupowanej energii zużywają na własne

potrzeby.

3.

Wytwórca energii elektrycznej 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 energetycznemu świadczącemu usługi

przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącemu operatorem przyłączonym

do urządzeń, instalacji lub sieci tego wytwórcy, lub przedsiębiorstwu energetycznemu

wykonującemu działalność gospodarczą w zakresie magazynowania energii elektrycznej

przyłączonemu do urządzeń, instalacji lub sieci tego wytwórcy, pobiera od odbiorcy

lub przedsiębiorstwa energetycznego opłatę wynikającą ze stawki jakościowej obliczoną

według wzoru

Oos = kos × SoSJ × Eos + kok × SoSJ × 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 wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh,

Eos - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, zużytą przez odbiorców końcowych,

o których mowa w ust. 2 pkt 1,

kok - współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustalony w sposób

określony w ust. 2 pkt 2,

Eokw - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, zużytą przez odbiorców końcowych

przyłączonych do urządzeń, instalacji lub sieci wytwórcy energii elektrycznej przyłączonego

do sieci operatora systemu elektroenergetycznego, do sieci przedsiębiorstwa energetycznego

świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem

oraz do urządzeń, instalacji lub sieci przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego

działalność gospodarczą w zakresie magazynowania energii elektrycznej, z wyłączeniem

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

4.

W przypadku gdy wytwórca energii elektrycznej jest przyłączony jednocześnie do sieci

operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego i sieci operatora systemu dystrybucyjnego

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

jest wnoszona do operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

5.

Energii elektrycznej kupowanej przez przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję

na przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej w części, w jakiej ta energia

jest zużywana przez to przedsiębiorstwo na potrzeby własne związane z wykonywaną działalnością

gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej i na pokrywanie

strat powstałych w sieciach podczas przesyłania lub dystrybucji tej energii do odbiorców,

dla których to przedsiębiorstwo stosuje taryfy zatwierdzane przez Prezesa Urzędu Regulacji

Energetyki, nie uwzględnia się w ilości energii elektrycznej, w odniesieniu do której

stosuje się stawkę jakościową.

6.

Energię elektryczną kupowaną przez przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję

na przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej, zużywaną przez to przedsiębiorstwo

na potrzeby inne niż określone w ust. 5, uwzględnia się w ilości energii elektrycznej,

w odniesieniu do której stosuje się stawkę jakościową.

7.

Energii elektrycznej kupowanej w celu jej magazynowania nie uwzględnia się w ilości

energii elektrycznej, w odniesieniu do której stosuje się stawkę jakościową.

8.

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

9.

W przypadku odbiorców, o których mowa w § 6 ust. 3, przedsiębiorstwo energetyczne

w rozliczeniach za usługi dystrybucji energii elektrycznej może stosować stawki opłat

w wysokości określonej dla grupy taryfowej z rozliczeniem jednostrefowym, właściwej

ze względu na poziom napięcia i wielkość sumy mocy przyłączonych odbiorników energii

elektrycznej.

1.

Opłatę za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, wyrażoną w zł za

okres rozliczeniowy, oznaczoną symbolem „Opw”, w odniesieniu do przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się wytwarzaniem energii

elektrycznej oblicza się według wzoru

Opw = kos × SoSJ × Eos + kok × SoSJ × Eokw

gdzie poszczególne symbole oznaczają

kos - współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustalony w sposób

określony w § 26 ust. 2 pkt 1,

SoSJ - stawkę jakościową wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh, Eos - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, zużytą przez odbiorców końcowych,

o których mowa w § 26 ust. 2 pkt 1,

kok - współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustalony w sposób

określony w § 26 ust. 2 pkt 2,

Eokw - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, zużytą przez odbiorców końcowych

przyłączonych do urządzeń, instalacji lub sieci wytwórcy energii elektrycznej przyłączonego

do sieci operatora systemu elektroenergetycznego oraz do sieci przedsiębiorstwa energetycznego

świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem,

z wyłączeniem odbiorców końcowych, o których mowa w § 26 ust. 2 pkt 1.

2.

Opłatę za usługi przesyłania energii elektrycznej, wyrażoną w zł za okres rozliczeniowy,

oznaczoną symbolem „Opn”, w odniesieniu do przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się sprzedażą energią

elektryczną lub obrotem tą energią oblicza się według wzoru: Opn = Sr × Ewp

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Sr - stawkę rynkową wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh,

Ewp - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh za okres rozliczeniowy, przeznaczoną

do wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi

państw niebędących członkami Unii Europejskiej, określoną w umowach sprzedaży energii

elektrycznej przedkładanych do właściwego operatora.

1.

Opłatę za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej w celu

jej magazynowania, wyrażoną w zł za okres rozliczeniowy, oznaczoną symbolem „Omee”, w odniesieniu do magazynu energii elektrycznej, oblicza się według wzoru

\(

O_{mee} = S_{SVn} \cdot P_p \cdot K + \sum\limits_{m = 1}^R {\left( {S_{ZVnm}

\cdot {{E_{pm} } \over {\sum\nolimits_{m = 1}^R {E_{pm} } }} \cdot \max \left( {E_p

- E_w ;0} \right)} \right)}

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

SSVn - składnik stały stawki sieciowej za okres rozliczeniowy wyrażony w zł/MW lub w zł/kW

mocy umownej,

Pp- moc umowną określoną dla magazynu energii elektrycznej wyrażoną w MW lub w kW,

K - współczynnik pomniejszający moc umowną obliczony według wzoru określonego w ust.

4,

SZVnm - składnik zmienny stawki sieciowej dla rozliczeniowej strefy czasowej m wyrażony

w zł/MWh lub w zł/kWh,

R - liczbę rozliczeniowych stref czasowych,

Epm - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, pobranej z sieci przez magazyn

energii elektrycznej w rozliczeniowej strefie czasowej m w okresie rozliczeniowym,

Ep - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, pobranej z sieci przez magazyn

energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym,

Ew - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, wprowadzonej do sieci przez

magazyn energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym.

2.

Ilość energii elektrycznej wprowadzonej do sieci przez magazyn energii elektrycznej

będący częścią elektrowni szczytowo-pompowej z dopływem naturalnym oblicza się według

wzoru

\(

E_w = E_{ESPd} {{V_p } \over {V_c }}

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

EESPd - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh, wprowadzonej do sieci przez elektrownię

szczytowo-pompową z dopływem naturalnym w okresie rozliczeniowym,

Vp - objętość wody, wyrażoną w m

Vc - objętość całkowitą wody, wyrażoną w m

3.

W przypadku gdy nie ma możliwości dokonania pomiarów objętości wody Vp i Vc w okresie przeprowadzania kalibrowania, serwisowania lub innych niezbędnych czynności

eksploatacyjnych urządzeń służących do pomiaru strumienia objętości wody, ustalenia

objętości wody przepompowanej i wody pobranej przez turbiny do celów, o których mowa

w ust. 2, dokonuje się przy wykorzystaniu metod pośrednich zgodnie z charakterystyką

energetyczną hydrozespołów. Okres ten nie może trwać dłużej niż 336 godzin w roku.

4.

Współczynnik pomniejszający moc umowną oblicza się, z dokładnością do dwóch miejsc

po przecinku, odrębnie dla każdego miejsca dostarczania energii elektrycznej do magazynu

energii elektrycznej, według wzoru

\(

K = 1 - \min \left( {{{E_w } \over {E_p }};1} \right)

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Ew - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, wprowadzonej do sieci przez

magazyn energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym; dla magazynu energii elektrycznej

będącego częścią elektrowni szczytowo-pompowej z dopływem naturalnym ilość energii

wprowadzonej do sieci oblicza się według wzoru określonego w ust. 2 łącznie dla wszystkich

rozliczeniowych stref czasowych,

Ep - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, pobranej z sieci przez magazyn

energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym.

5.

Ilości energii elektrycznej pobranej z sieci przez magazyn energii elektrycznej oraz

ilości energii elektrycznej wprowadzanej do sieci przez magazyn energii elektrycznej

ustala się na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych zainstalowanych

na zaciskach wejściowych lub wyjściowych magazynu energii elektrycznej.

6.

Jeżeli energia elektryczna jest pobierana w miejscu dostarczania również na inne cele

niż magazynowanie energii elektrycznej, ilości energii elektrycznej pobranej z sieci

przez magazyn energii elektrycznej, o których mowa w ust. 5, pomniejsza się o ilości

energii elektrycznej pobieranej na cele inne niż magazynowanie energii elektrycznej,

które ustala się na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych.

7.

W przypadku magazynu energii elektrycznej będącego częścią jednostki wytwórczej, z

wyłączeniem mikroinstalacji, ilości energii elektrycznej pobranej z sieci i wprowadzonej

do sieci przez ten magazyn w okresie rozliczeniowym ustala się jako sumę energii elektrycznej

pobranej z sieci i wprowadzonej do sieci, wyznaczonych dla każdego okresu rozliczenia

niezbilansowania na podstawie

1)

ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 5 i 6,

2)

wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych mierzących energię elektryczną

a)

pobraną i oddaną w miejscu przyłączenia do sieci,

b)

wytwarzaną przez jednostkę wytwórczą

- z uwzględnieniem proporcjonalnego udziału energii elektrycznej pobranej przez magazyn

energii elektrycznej z sieci w całości energii elektrycznej pobranej przez magazyn

energii elektrycznej oraz odpowiednio proporcjonalnego udziału energii elektrycznej

wprowadzonej do sieci przez magazyn energii elektrycznej w sumie energii elektrycznej

wprowadzonej przez ten magazyn i wytworzonej w jednostce wytwórczej.

1.

Opłatę za usługi dystrybucji energii elektrycznej świadczone między operatorami systemu

dystrybucyjnego elektroenergetycznego, z których każdy ma co najmniej po dwa sieciowe

miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora na tym samym

poziomie napięć znamionowych, wyrażoną w zł za okres rozliczeniowy, oznaczoną symbolem

„Opovi”, oblicza się według wzoru

\(

O_{povi} = \sum\limits_{i = 1}^{m_p } {\left( {S_{svn} \times P_{vi} + S_{zvn}

\times E_{pi} } \right)}

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Ssvn - składnik stały stawki opłat za usługi dystrybucji energii elektrycznej wyrażony

w zł/MW lub w zł/kW,

Pvi - moc umowną, wyrażoną w MW lub w kW, określoną dla każdego połączenia sieci na tym

samym poziomie napięć znamionowych,

Szvn - składnik zmienny stawki opłat za usługi dystrybucji energii elektrycznej wyrażony

w zł/MWh lub w zł/kWh,

Epi- ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh za okres rozliczeniowy, pobraną

przez dane połączenie, określoną jako różnica między energią elektryczną pobraną i

oddaną,

mp - liczbę połączeń sieciowych na tym samym poziomie napięć znamionowych między operatorami

systemów dystrybucyjnych.

2.

Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, który nie ma 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 § 25 ust. 1 z operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego,

który ma co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone

siecią tego operatora, do którego sieci jest przyłączony.

3.

W przypadku połączeń sieci dwóch operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych,

z których żaden nie ma co najmniej dwóch sieciowych miejsc dostarczania energii elektrycznej

połączonych siecią tego operatora, rozliczenia opłaty za świadczone usługi dystrybucji

energii elektrycznej dokonuje się w sposób określony w § 25 ust. 1, z tym że operatorem

wnoszącym opłaty jest ten operator systemu dystrybucyjnego, w odniesieniu do którego

ilość energii elektrycznej pobranej z sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej drugiego

operatora w roku kalendarzowym poprzedzającym rok stosowania taryfy była większa.

1.

Przedsiębiorstwa energetyczne, o których mowa w art. 52 ust. 2 pkt 2 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, różnicują ceny energii elektrycznej w odniesieniu do odbiorców końcowych i odbiorców

dokonujących zakupu energii elektrycznej podlegającej odsprzedaży ze względu na koszty

obowiązkowego uzyskania i umorzenia świadectw pochodzenia energii wytwarzanej z odnawialnych

źródeł energii lub koszty poniesionej opłaty zastępczej.

2.

Przedsiębiorstwa energetyczne, o których mowa w art. 40 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, różnicują ceny energii elektrycznej w odniesieniu do odbiorców końcowych i odbiorców

dokonujących zakupu energii elektrycznej podlegającej odsprzedaży ze względu na koszty

obowiązkowego zakupu energii wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii.

1.

Podstawę do zastosowania w rozliczeniach między przedsiębiorstwem energetycznym a

sprzedawcą zróżnicowanych cen energii elektrycznej, o których mowa w § 30, stanowi

informacja sporządzona za dany miesiąc i przekazana sprzedawcy do 10. dnia miesiąca

następującego po miesiącu, za jaki ta informacja jest sporządzana.

2.

W informacji, o której mowa w ust. 1, wskazuje się ilości energii elektrycznej zużytej

na potrzeby własne i energii elektrycznej odsprzedanej odbiorcom z podziałem na miejsca

dostarczania tej energii.

3.

W przypadku gdy nie ma 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.

Ilości energii elektrycznej wskazane w informacji, o której mowa w ust. 1, zużytej

na potrzeby własne przez przedsiębiorstwo energetyczne w danym okresie rozliczeniowym

i energii elektrycznej odsprzedanej odbiorcom przyłączonym do sieci tego przedsiębiorstwa

nie mogą być większe od ilości energii elektrycznej wykazanej przez układ pomiarowo-rozliczeniowy,

na podstawie którego są dokonywane rozliczenia między tym przedsiębiorstwem a sprzedawcą.

1.

W rozliczeniu z odbiorcami przedsiębiorstwo energetyczne świadczące odbiorcy usługę

kompleksową stosuje w zakresie

1)

obrotu energią elektryczną - cenę tej energii ustaloną zgodnie z § 20;

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.

2.

Odbiorca zaliczony do grupy taryfowej, o której mowa w § 6 ust. 4, jest rozliczany

za zużytą energię elektryczną według cennika sprzedawcy energii elektrycznej, z którym

zawarł umowę sprzedaży energii elektrycznej lub umowę kompleksową.

Przedsiębiorstwo energetyczne powstałe w wyniku przekształceń organizacyjnych polegających

w szczególności na połączeniu przedsiębiorstw, ich podziale lub wydzieleniu z jednego

przedsiębiorstwa innego przedsiębiorstwa zachowuje prawo do prowadzenia rozliczeń

z odbiorcami na podstawie cen i stawek opłat ustalonych w taryfach przedsiębiorstw,

które zostały przekształcone, do dnia wejścia w życie taryfy ustalonej przez to przedsiębiorstwo

i zatwierdzonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, przez okres, na jaki dotychczasowa

taryfa została zatwierdzona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, nie dłużej

jednak niż przez okres 12 miesięcy od dnia dokonania tych przekształceń.

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 zawartej umowie o świadczenie

usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, lub umowie sprzedaży energii

elektrycznej albo umowie kompleksowej.

2.

Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne ustala w taryfie kilka okresów rozliczeniowych

dla danej grupy taryfowej, odbiorca ma prawo wyboru okresu rozliczeniowego oraz zmiany

tego okresu, nie częściej jednak niż raz na 12 miesięcy.

3.

Okres rozliczeniowy dla odbiorców zaliczonych do grup przyłączeniowych I-IV nie może

być dłuższy niż 2 miesiące, a dla odbiorców zaliczonych do V grupy przyłączeniowej

- dłuższy niż rok. Okresy rozliczeniowe ustalone w taryfie przedsiębiorstwa świadczącego

usługę kompleksową są skorelowane z okresami rozliczeniowymi przedsiębiorstwa świadczącego

usługę dystrybucji energii elektrycznej dla odbiorców przyłączonych do jego sieci.

4.

Jeżeli okres rozliczeniowy jest dłuższy niż miesiąc, w tym okresie mogą być pobierane

opłaty za energię elektryczną oraz opłaty za usługi przesyłania lub dystrybucji energii

elektrycznej w wysokości określonej na podstawie prognozowanego zużycia tej energii

w tym okresie, ustalonego na podstawie zużycia wyznaczonego na podstawie rzeczywistych

odczytów urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych dokonanych w analogicznym okresie poprzedniego

roku kalendarzowego.

5.

W prognozach, o których mowa w ust. 4, uwzględnia się zgłoszone przez odbiorcę istotne

zmiany w poborze energii elektrycznej.

6.

Przedsiębiorstwo energetyczne zapewnia odbiorcy końcowemu możliwość dostępu do informacji

dotyczących rozliczeń dokonywanych w postaci elektronicznej oraz do faktur elektronicznych.

1.

W rozliczeniach między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego i operatorem

systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego oraz między operatorem systemu przesyłowego

elektroenergetycznego i wytwórcą energii elektrycznej za świadczone usługi przesyłania

energii elektrycznej w części dotyczącej opłaty jakościowej operator systemu przesyłowego

w rozliczeniach wstępnych może stosować wielkości prognozowanego zużycia energii elektrycznej

określone na podstawie wielkości przyjętych do kalkulacji stawki jakościowej w taryfie

operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

2.

W przypadku prowadzenia rozliczeń w sposób, o którym mowa w ust. 1, te rozliczenia

są po zakończeniu okresu rozliczeniowego korygowane zgodnie z postanowieniami taryfy

operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego na podstawie danych rzeczywistych

określonych w sposób, o którym mowa w § 26 ust. 1.

W przypadku powstania nadpłaty lub niedopłaty za pobraną energię elektryczną

1)

nadpłata jest zaliczana na poczet płatności ustalonych na najbliższy okres rozliczeniowy,

chyba że odbiorca zażąda zwrotu tej nadpłaty;

2)

niedopłata jest doliczana do pierwszej faktury wystawionej odbiorcy za najbliższy

okres rozliczeniowy.

1.

Przedsiębiorstwo energetyczne, które świadczy usługi dystrybucji energii elektrycznej

albo usługi kompleksowe do faktury wystawionej odbiorcy dołącza rozliczenie, które

zawiera co najmniej następujące informacje

1)

o wielkości zużycia energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym, na podstawie której

została wyliczona kwota należności;

2)

o sposobie dokonania odczytu układu pomiarowo-rozliczeniowego z podaniem, czy był

to odczyt fizyczny czy zdalny dokonany przez upoważnionego przedstawiciela przedsiębiorstwa

energetycznego albo odczyt dokonany i zgłoszony przez odbiorcę;

3)

o 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.

2.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu

energią elektryczną, będące sprzedawcą z urzędu, ustalające taryfę dla energii elektrycznej,

która podlega zatwierdzeniu przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, dołącza do

faktury wystawianej odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwie domowym informację

o strukturze procentowej kosztów, z zaokrągleniem do pełnego procenta, zawierającą

1)

szacowany udział iloczynu ceny uprawnienia do emisji w rozumieniu art. 3 pkt 22 ustawy z dnia 12 czerwca 2015 r. o systemie handlu uprawnieniami do

emisji gazów cieplarnianych

(Dz. U. z 2022 r. poz. 1092, 1576 i 1967), zwanego dalej „uprawnieniami do emisji”, oraz liczby nabywanych uprawnień w cenie

hurtowej energii elektrycznej w roku dostawy będącym rokiem, na który została zatwierdzona

obowiązująca taryfa, obliczony według wzoru, o którym mowa w ust. 4;

2)

udział łącznych kosztów, o których mowa w § 20 ust. 2 pkt 1 i 3, w cenie energii elektrycznej,

o której mowa w § 20 ust. 1, powiększonej o marżę i podatek akcyzowy;

3)

udział kosztów, o których mowa w § 20 ust. 3, w cenie energii elektrycznej, o której

mowa w § 20 ust. 1, powiększonej o marżę i podatek akcyzowy;

4)

udział marży w cenie energii elektrycznej, o której mowa w § 20 ust. 1, powiększonej

o marżę i podatek akcyzowy;

5)

udział podatku akcyzowego w cenie energii elektrycznej, o której mowa w § 20 ust.

1, powiększonej o marżę i podatek akcyzowy;

6)

udział pozostałych kosztów w cenie energii elektrycznej, o której mowa w § 20 ust.

1, powiększonej o marżę i podatek akcyzowy.

3.

Do obliczenia struktury procentowej kosztów w zakresie, o którym mowa w ust. 2 pkt

2-6, stosuje się poziom kosztów i marży wskazanych w tej wersji wniosku o zatwierdzenie

taryfy dla energii elektrycznej, która stanowiła podstawę zatwierdzenia tej taryfy

przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

4.

Szacowany udział iloczynu ceny uprawnień do emisji oraz liczby nabywanych uprawnień

w cenie hurtowej energii elektrycznej w roku dostawy, o którym mowa w ust. 2 pkt 1,

oblicza się według wzoru

\(

P_{EUA,y} = {{{{\sum\nolimits_{d = ds}^{dk} {RC_d^{CO2} \times VE_d } } \over {\sum\nolimits_{d

= ds}^{dk} {VE_d } }} \times {{E_{y - 3}^{CO2} } \over {PE_{y - 3} }}} \over {{{\sum

{p\sum\nolimits_{d = ds}^{dk} {C_{p,d} } \times VE_{p,d} } } \over {\sum\nolimits_{d

= ds}^{dk} {VE_d } }}}}

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

PEUA,y - szacowany udział iloczynu ceny uprawnień do emisji oraz liczby nabywanych uprawnień

w cenie hurtowej energii elektrycznej w roku dostawy y wyrażony w %,

y - rok dostawy będący rokiem, na który została zatwierdzona obowiązująca taryfa,

d - dzień roboczy, w którym obrót produktami terminowymi (typu BASE_Y, PEAK_Y, OFFPEAK_Y)

w odniesieniu do energii elektrycznej dla roku dostawy y na giełdzie towarowej w rozumieniu

art. 2 pkt 1 ustawy z dnia 26 października 2000 r. o giełdach towarowych

(Dz. U. z 2022 r. poz. 170, 1488 i 1933), zwanej dalej „giełdą towarową”, był większy od zera,

ds - pierwszy dzień roboczy roku y - 1, w którym obrót produktami terminowymi (typu

BASE_Y, PEAK_Y, OFFPEAK_Y) w odniesieniu do energii elektrycznej dla roku dostawy

y na giełdzie towarowej był większy od zera,

dk - ostatni dzień roboczy roku y - 1, w którym obrót produktami terminowymi (typu

BASE_Y, PEAK_Y, OFFPEAK_Y) w odniesieniu do energii elektrycznej dla roku dostawy

y na giełdzie towarowej był większy od zera,

RCd - rozliczeniową cenę uprawnień do emisji CO2w dniu d, wyrażoną w zł/kg CO2, publikowaną przez operatora systemu przesyłowego,

VEd - sumę wolumenu obrotu produktami terminowymi (typu BASE_Y, PEAK_Y, OFFPEAK_Y) w

odniesieniu do energii elektrycznej dla roku dostawy y w dniu d na giełdzie towarowej

wyrażoną w MWh,

VEp,d - wolumen obrotu produktem terminowym (typu BASE_Y, PEAK_Y, OFFPEAK_Y) w odniesieniu

do energii elektrycznej p dla roku dostawy y w dniu d na giełdzie towarowej wyrażony

w MWh,

Cp,d - kurs zamknięcia produktu terminowego w odniesieniu do energii elektrycznej p dla

roku dostawy y w dniu d na giełdzie towarowej wyrażony w zł/MWh,

Ey-3 - sumę emisji elektrowni cieplnych konwencjonalnych (zawodowych, bez elektrociepłowni)

w Rzeczypospolitej Polskiej, wyrażoną w t CO2, publikowaną przez Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami,

PEy-3 - sumę produkcji energii elektrycznej elektrowni cieplnych konwencjonalnych (zawodowych,

bez elektrociepłowni) w Rzeczypospolitej Polskiej, wyrażoną w MWh, publikowaną przez

Agencję Rynku Energii S.A.

1.

Rozliczenia za dostarczaną energię elektryczną są dokonywane na podstawie wskazań

układów pomiarowo-rozliczeniowych w odniesieniu do miejsc dostarczania tej energii,

określonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej

lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej. Dopuszcza

się możliwość prowadzenia łącznych rozliczeń dla więcej niż jednego miejsca dostarczania

energii elektrycznej.

2.

Przepisu ust. 1 zdanie pierwsze nie stosuje się do rozliczeń z odbiorcami, o których

mowa w § 6 ust. 3.

3.

Ilość energii elektrycznej przyjmowana do rozliczeń z odbiorcami, o których mowa w

§ 6 ust. 3, jest określona w zawartej umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji

energii elektrycznej lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej

na podstawie wielkości mocy przyłączonych odbiorników energii elektrycznej i czasu

trwania poboru tej energii.

1.

W przypadku stwierdzenia błędów w pomiarze lub odczycie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego

lub innych nieprawidłowości, które spowodowały zawyżenie albo zaniżenie należności

za pobraną energię elektryczną, przedsiębiorstwo energetyczne dokonuje korekty wystawionych

faktur.

2.

Korekta, o której mowa w ust. 1, obejmuje cały okres rozliczeniowy lub okres, w którym

występowały stwierdzone błędy lub nieprawidłowości.

3.

Nadpłatę wynikającą z wyliczonej korekty, o której mowa w ust. 1, zalicza się na poczet

płatności ustalonych na najbliższy okres rozliczeniowy, chyba że odbiorca zażąda zwrotu

tej nadpłaty.

1.

Podstawę wyliczenia wielkości korekty faktur, o których mowa w § 39 ust. 1, stanowi

wielkość błędu odczytu lub wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego.

2.

Jeżeli ustalenie wielkości błędu, o którym mowa w ust. 1, jest niemożliwe, podstawę

wyliczenia wielkości korekty faktur, o których mowa w § 39 ust. 1, stanowi średnia

liczba jednostek energii elektrycznej za okres doby, obliczona na podstawie sumy jednostek

energii elektrycznej prawidłowo wykazanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy w poprzednim

okresie rozliczeniowym pomnożona przez liczbę dni okresu, którego dotyczy korekta

tych faktur.

3.

Jeżeli nie można ustalić średniego dobowego zużycia energii elektrycznej na podstawie

poprzedniego okresu rozliczeniowego, podstawę wyliczenia wielkości korekty faktur,

o których mowa w § 39 ust. 1, stanowi wskazanie układu pomiarowo-rozliczeniowego z

następnego okresu rozliczeniowego.

4.

W przypadkach, o których mowa w ust. 2 i 3, obliczenia wielkości korekty faktur, o

których mowa w § 39 ust. 1, dokonuje się z uwzględnieniem sezonowości poboru energii

elektrycznej oraz innych udokumentowanych okoliczności mających wpływ na wielkość

poboru tej energii.

1.

W przypadku niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego będącego własnością

odbiorcy, w wyniku którego zużycie energii elektrycznej było nieprawidłowo rejestrowane

dłużej niż przez trzy miesiące, do rozliczeń przyjmuje się średniodobowe zużycie energii

elektrycznej w porównywalnym okresie rozliczeniowym pomnożone przez liczbę dni, podczas

których ten element układu był niesprawny, oraz stawki opłat z grupy taryfowej, do

której był zaliczony odbiorca, chyba że umowa o świadczenie usług przesyłania lub

dystrybucji energii elektrycznej lub umowa sprzedaży energii elektrycznej albo umowa

kompleksowa stanowią inaczej.

2.

W przypadku niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego będącego własnością

odbiorcy, która uniemożliwia określenie ilości pobranej mocy maksymalnej, o której

mowa w § 48, dłużej niż przez trzy miesiące, w rozliczeniach za zużycie tej mocy przyjmuje

się wartości mocy przyłączeniowej, chyba że umowa sprzedaży lub umowa o świadczenie

usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa stanowią

inaczej.

3.

W przypadku trwającej dłużej niż jeden okres rozliczeniowy niesprawności elementu

układu pomiarowo-rozliczeniowego, będącego własnością odbiorcy, która uniemożliwia

określenie ilości pobranej energii elektrycznej w strefach, do rozliczenia stosuje

się stawki opłat z grupy taryfowej, według której jest możliwe dokonywanie rozliczeń

na podstawie wskazań sprawnego urządzenia pomiarowo-rozliczeniowego.

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 elektrycznej pobranej

w poszczególnych strefach czasowych doby ustala się analogicznie 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.

1.

Za niedotrzymanie dopuszczalnych poziomów odchyleń napięcia od napięcia znamionowego,

określonych w odrębnych przepisach, oblicza się bonifikatę, wyrażoną w zł, oznaczoną

symbolem „WUT”

1)

jeżeli wartość odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych nie przekracza

10%, odbiorcy przysługuje w okresie doby bonifikata w wysokości obliczonej według

wzoru

\(

W_{UT} = \left[ {{{\Delta U} \over {10\% }}} \right]^2 \times A_T \times C_T

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

ΔU - wartość odchylenia napięcia od określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych

wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego wyrażoną w %,

AT - ilość energii elektrycznej dostarczoną odbiorcy w okresie doby wyrażoną 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 dopuszczalnych poziomów

odchyleń napięcia od napięcia znamionowego, określonych w odrębnych przepisach, wyrażonych

w zł za jednostkę energii;

2)

jeżeli wartość odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych przekracza

10%, odbiorcy przysługuje w okresie doby bonifikata w łącznej wysokości obliczonej

według wzoru

WUT = AT × CT + brT × tT

gdzie poszczególne symbole oznaczają

AT - ilość energii elektrycznej dostarczoną odbiorcy w okresie doby wyrażoną 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 dopuszczalnych poziomów

odchyleń napięcia od napięcia znamionowego, określonych w odrębnych przepisach, wyrażonych

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 wyrażoną w zł za godzinę,

tT - łączny czas niedotrzymania poziomu napięcia w zakresie dopuszczalnych poziomów

odchyleń napięcia od napięcia znamionowego, określonych w odrębnych przepisach, w

okresie doby, wyrażony w godzinach.

2.

W przypadku gdy w danym okresie nie były dotrzymane parametry jakościowe energii elektrycznej,

a wskazania układu pomiarowo-rozliczeniowego uniemożliwiają 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

dostarczanej energii elektrycznej nie zostały dotrzymane, do całkowitej liczby godzin

dostarczania energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym.

1.

Za każdą niedostarczoną jednostkę energii elektrycznej odbiorcy końcowemu przyłączonemu

do sieci

1)

o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV przysługuje bonifikata w wysokości 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;

2)

o napięciu innym niż to, o którym 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.

2.

Ilość niedostarczonej energii elektrycznej w dniu, w którym miała miejsce przerwa

w jej dostarczaniu, ustala się na podstawie poboru tej energii tego samego dnia w

poprzednim tygodniu, z uwzględnieniem czasu dopuszczalnych przerw w dostarczaniu energii

elektrycznej określonych w zawartej umowie sprzedaży energii elektrycznej lub w umowie

o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie

kompleksowej lub w odrębnych przepisach.

Wprzypadku niedotrzymania przez przedsiębiorstwo energetyczne standardów jakościowych

obsługi odbiorców, chyba że zawarta umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa

o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa

stanowią inaczej, odbiorcom energii elektrycznej przysługują bonifikaty w następującej

wysokości

1)

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” - za nieprzyjęcie

zgłoszeń lub reklamacji od odbiorcy;

2)

1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za nieuzasadnioną zwłokę w usuwaniu zakłóceń

w dostarczaniu energii elektrycznej, spowodowanych nieprawidłową pracą sieci;

3)

1/50 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za odmowę udzielenia odbiorcom, na ich

żądanie, informacji o przewidywanym terminie wznowienia dostarczania energii elektrycznej

przerwanego z powodu awarii sieci;

4)

1/50 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za niepowiadomienie odbiorców zasilanych

z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV o terminach i czasie planowanych

przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem,

w formie ogłoszeń prasowych lub internetowych, komunikatów radiowych lub telewizyjnych

albo w inny sposób przyjęty na danym terenie;

5)

1/10 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za niepowiadomienie odbiorców zasilanych

z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV o terminach i czasie planowanych przerw

w dostarczaniu energii elektrycznej, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem, w

formie indywidualnych zawiadomień pisemnych lub telefonicznych lub za pomocą środka

komunikacji elektronicznej;

6)

1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za niepoinformowanie na piśmie 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, co najmniej z tygodniowym wyprzedzeniem;

7)

1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za niepoinformowanie na piśmie odbiorców

zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV o konieczności dostosowania

instalacji do zmienionych warunków zasilania, co najmniej z rocznym wyprzedzeniem;

8)

1/10 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za niepoinformowanie na piśmie 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, co najmniej z trzyletnim wyprzedzeniem;

9)

1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za nieuzasadnioną odmowę odpłatnego podjęcia

czynności w sieci mających na celu umożliwienie bezpiecznego wykonania przez odbiorcę

lub inny podmiot prac na obszarze oddziaływania tej sieci;

10)

1/50 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za nieudzielenie, na żądanie odbiorcy,

informacji o zasadach rozliczeń oraz o aktualnych taryfach;

11)

1/250 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za każdy dzień dłuższego niż czternaście

dni terminu na rozpatrzenie wniosku lub reklamacji odbiorcy w sprawie zasad rozliczeń

lub terminu na udzielenie odpowiedzi;

12)

1/250 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za każdy dzień dłuższego niż czternaście

dni terminu na sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego

lub terminu laboratoryjnego na sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego;

13)

1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za uniemożliwienie wykonania dodatkowej

ekspertyzy badanego układu pomiarowo-rozliczeniowego na wniosek odbiorcy złożony w

terminie trzydziestu dni od dnia otrzymania wyniku badania laboratoryjnego.

1.

Odbiorcom za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi tych odbiorców oraz parametrów

jakościowych energii elektrycznej określonych w odrębnych przepisach przysługują bonifikaty

w wysokości określonej w taryfie lub umowie sprzedaży energii elektrycznej lub umowie

o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowie kompleksowej.

2.

Przedsiębiorstwo energetyczne udziela odbiorcom bonifikat, o których mowa w ust. 1,

w terminie 30 dni od

1)

ostatniego dnia, w którym nastąpiło niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi

tych odbiorców określonych w odrębnych przepisach;

2)

dnia otrzymania wniosku tego odbiorcy o udzielenie bonifikaty z tytułu niedotrzymania

parametrów jakościowych energii elektrycznej określonych w odrębnych przepisach, z

wyłączeniem niedotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej określających

dopuszczalne czasy przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej;

3)

ostatniego dnia, w którym nastąpiło przekroczenie dopuszczalnych czasów przerw w dostarczaniu

energii elektrycznej określonych w odrębnych przepisach lub w zawartej umowie o świadczenie

usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub w umowie sprzedaży energii

elektrycznej albo w umowie kompleksowej w odniesieniu do odbiorców przyłączonych do

sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV;

4)

dnia otrzymania wniosku odbiorcy o udzielenie bonifikaty z tytułu przekroczenia dopuszczalnych

czasów przerw w dostarczaniu energii elektrycznej określonych w odrębnych przepisach

lub w zawartej umowie sprzedaży energii elektrycznej lub w umowie o świadczenie usług

przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej, w odniesieniu

do odbiorców przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV;

5)

dnia otrzymania wniosku, o którym mowa w pkt 4, w odniesieniu do innych odbiorców

niż odbiorca, który złożył ten wniosek, zasilanych z tego samego miejsca dostarczania

co odbiorca, który złożył ten wniosek, w odniesieniu do których również potwierdzono

przekroczenie czasów przerw w dostarczaniu energii elektrycznej.

3.

Przedsiębiorstwo energetyczne, z którym odbiorca zawarł umowę o świadczenie usług

przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowę kompleksową, zamieszcza

na fakturze informację o dopuszczalnym czasie przerw w dostarczaniu energii elektrycznej.

4.

Przedsiębiorstwo energetyczne, z którym odbiorca zawarł umowę o świadczenie usług

przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowę kompleksową, uwzględnia

udzieloną bonifikatę w rozliczeniach za najbliższy okres rozliczeniowy.

1.

Jeżeli podmiot pobiera energię elektryczną bez zawarcia umowy o świadczenie usług

przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowy sprzedaży energii elektrycznej,

albo umowy kompleksowej, przedsiębiorstwo energetyczne świadczące usługi przesyłania

lub dystrybucji energii elektrycznej lub usługi kompleksowe może obciążyć ten podmiot

opłatami w wysokości pięciokrotności stawek opłat określonych w taryfie dla jednostrefowej

grupy taryfowej, do której ten podmiot byłby zaliczony, na podstawie kryteriów określonych

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 taką ilość energii elektrycznej,

która wynika z rzeczywistej możliwości pobrania energii elektrycznej przez ten podmiot

wynikającej z mocy i rodzaju odbiorników energii elektrycznej zainstalowanych u tego

podmiotu.

2.

Jeżeli energia elektryczna jest pobierana przez odbiorcę z całkowitym lub częściowym

pominięciem układu pomiarowo-rozliczeniowego lub przez ingerencję w ten układ, która

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

przedsiębiorstwo energetyczne może obciążyć tego odbiorcę opłatami w przypadku gdy

1)

zostanie stwierdzone jak długo trwał okres nielegalnego pobierania energii elektrycznej

- w wysokości dwukrotności stawek opłat określonych w taryfie dla grupy taryfowej,

do której jest zaliczony ten odbiorca, oraz w wysokości dwukrotności cen energii elektrycznej,

o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, przyjmując taką wielkość mocy

umownej i zużycia tej energii, jakie wystąpiłyby w analogicznym okresie przed rozpoczęciem

stwierdzonego nielegalnego pobierania energii elektrycznej lub po ustaniu tego pobierania;

opłaty oblicza się dla każdego miesiąca, w którym nastąpiło nielegalne pobieranie

energii elektrycznej;

2)

niemożliwe jest ustalenie ilości nielegalnie pobranej energii elektrycznej - w wysokości

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

zaliczony ten odbiorca, oraz w wysokości dwukrotności cen energii elektrycznej, o

których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, przyjmując taką ilość energii

elektrycznej, która wynika z rzeczywistej możliwości pobierania energii elektrycznej

przez tego odbiorcę wynikającej z mocy i rodzaju odbiorników energii elektrycznej

zainstalowanych u tego odbiorcy.

3.

Opłaty, o których mowa w ust. 2 pkt 1, oblicza się dla okresu nieobjętego przedawnieniem,

w którym zostało stwierdzone nielegalne pobieranie energii elektrycznej przez odbiorcę.

4.

Ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 i ust. 2 pkt 2, nie mogą być

większe od ryczałtowych ilości zużycia energii elektrycznej określonych w taryfach.

5.

Przedsiębiorstwo energetyczne może ustalić w taryfie opłaty za wykonanie następujących

czynności związanych ze stwierdzeniem nielegalnego pobierania energii elektrycznej

1)

wymianę uszkodzonego przez odbiorcę licznika lub innego urządzenia pomiarowego;

2)

sprawdzenie stanu technicznego układu pomiarowo-rozliczeniowego i założenie nowych

plomb przedsiębiorstwa energetycznego na zabezpieczeniu głównym w układzie pomiarowo-rozliczeniowym

lub na innym elemencie podlegającym oplombowaniu w miejsce zerwanych przez tego odbiorcę

plomb lub plomb przez niego uszkodzonych;

3)

poddanie urządzenia pomiarowo-rozliczeniowego ponownej legalizacji z powodu zerwania

przez tego odbiorcę plomb legalizacyjnych lub uszkodzenia tych plomb;

4)

założenie na wskaźniku mocy piętnastominutowej lub innym urządzeniu związanym z pomiarem

tej mocy plomby w miejsce plomby zerwanej lub uszkodzonej przez tego odbiorcę.

1.

Przez ponadumowny pobór energii biernej przez odbiorcę rozumie się ilość energii biernej

odpowiadającą

1)

współczynnikowi mocy tgφ wyższemu od umownego współczynnika tgφ0 (niedokompensowanie) i stanowiącą nadwyżkę energii biernej indukcyjnej ponad ilość

odpowiadającą wartości współczynnika tgφ0 lub

2)

indukcyjnemu współczynnikowi mocy przy braku poboru energii elektrycznej czynnej,

lub

3)

pojemnościowemu współczynnikowi mocy (przekompensowanie) zarówno przy poborze energii

elektrycznej czynnej, jak i przy braku takiego poboru.

2.

Rozliczeniami za pobór energii biernej są objęci odbiorcy zasilani z sieci średniego,

wysokiego i najwyższego napięcia. Takimi rozliczeniami mogą być objęci także odbiorcy

zasilani z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV.

3.

Opłacie podlega w okresie rozliczeniowym

1)

ponadumowny pobór energii biernej określony jako nadwyżka tej energii ponad ilość

odpowiadającą wartości współczynnika tgφ0, gdy tgφ > tgφ0,

2)

ponadumowne wprowadzanie energii biernej określone jako nadwyżka tej energii ponad

ilość odpowiadającą wartości współczynnika tgφ = 0

- zmierzone w strefach, w których jest prowadzona kontrola poboru i wprowadzania tej

energii, lub całodobowo - zależności od rodzaju zainstalowanego układu pomiarowego.

4.

Wartość współczynnika mocy tgφ0 określa się w warunkach przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług przesyłania

lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej. Wartość współczynnika

mocy przyjmuje się w wysokości tgφ0 = 0,4, chyba że indywidualna ekspertyza uzasadnia wprowadzenie niższej wartości.

Wartość współczynnika mocy tgφ0 nie może być niższa od wartości 0,2. Jeżeli wartość współczynnika tgφ0 nie została określona w warunkach przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług dystrybucji

energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej, do rozliczeń przyjmuje się wartość

tgφ0 = 0,4.

5.

Wartość współczynnika mocy tgφ określa się jako iloraz energii biernej pobranej całodobowo

lub w strefach czasowych, w których jest dokonywana kontrola poboru energii biernej

wyrażonej w Mvarh lub kvarh i energii czynnej pobranej całodobowo lub w strefach czasowych,

w których jest dokonywana ta kontrola, wyrażonej w MWh lub kWh.

6.

Opłatę za nadwyżkę energii biernej pobranej ponad ilość wynikającą ze współczynnika

tgφ0w 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

\(

O_b = k \times C_{rk} \times \left( {\sqrt {{{1 + tg^2 \varphi } \over {1 + tg^2

\varphi _0 }}} - 1} \right) \times A

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Ob- opłatę za nadwyżkę energii biernej wyrażoną w zł,

k - ustaloną w taryfie krotność ceny Crk,

Crk - cenę energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy,

obowiązującą w dniu zatwierdzenia taryfy wyrażoną w zł/MWh lub zł/kWh,

tgφ - współczynnik mocy wynikający z pobranej energii biernej,

tgφ0 - umowny współczynnik mocy określony zgodnie z ust. 4,

A - energię czynną pobraną całodobowo lub w strefie czasowej, w której jest dokonywana

kontrola poboru energii biernej, wyrażoną w MWh lub w kWh.

7.

W uzasadnionych przypadkach, gdy występują szybkozmienne obciążenia mocą bierną, rozliczenia

ponadumownego poboru energii biernej ponad wartość współczynnika tgφ0 dokonuje się na podstawie bezpośredniego pomiaru nadwyżki energii biernej. Opłata

w okresie rozliczeniowym jest obliczana zgodnie z ust. 6, z uwzględnieniem współczynnika

tgφ obliczonego według wzoru

\(

tg\varphi = {{\Delta E_b } \over A} + tg\varphi _0

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

ΔEb - nadwyżkę energii biernej wykazaną przez urządzenie pomiarowe w okresie rozliczeniowym

wyrażoną w Mvarh,

tgφ0 - umowny współczynnik mocy określony zgodnie z ust. 4,

A - energię czynną pobraną całodobowo lub w strefie czasowej, w której jest dokonywana

kontrola poboru energii biernej, wyrażoną w MWh lub w kWh.

8.

W okresie rozliczeniowym odbiorca ponosi opłatę wynikającą z iloczynu ilości energii

biernej, o której mowa w ust. 1 pkt 2 i 3, i ustalonej w taryfie krotności „k” ceny

energii elektrycznej wyrażonej w zł/MWh lub zł/kWh, o której mowa w art. 23 ust. 2

pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującej w dniu zatwierdzenia taryfy.

9.

W okresie rozliczeniowym opłaty za ponadumowny pobór energii biernej nie pobiera się

w rozliczeniach między

1)

operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego, który ma co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii

elektrycznej połączone siecią operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego

- w odniesieniu do tych miejsc dostarczania tej energii;

2)

operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy posiada

co najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią

danego operatora.

10.

W przypadku gdy konfiguracja sieci oraz miejsce zainstalowania układów pomiarowo-rozliczeniowych

nie odwzorowują rzeczywistych rozpływów mocy oraz energii biernej pobieranej z sieci

przedsiębiorstwa energetycznego lub oddawanej do tej sieci, wielkość energii biernej

podlegającą rozliczeniu ustala się na podstawie przeprowadzonych przez przedsiębiorstwo

energetyczne, odbiorcę lub niezależną jednostkę pomiarów właściwych w odniesieniu

do miejsca dostarczania energii elektrycznej, w sposób przez nie uzgodniony, chyba

że zawarta umowa stanowi inaczej.

1.

Przedsiębiorstwo energetyczne monitoruje pobór mocy czynnej pobieranej z sieci 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 energii elektrycznej albo

w umowie kompleksowej.

2.

Nadwyżki mocy czynnej wyznacza się w odniesieniu do każdej godziny okresu rozliczeniowego

ze średnich wartości tej mocy rejestrowanych w okresach piętnastominutowych lub w

odniesieniu do każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy

rejestrowanych w okresach godzinowych, jeżeli układy pomiarowo-rozliczeniowe uniemożliwiają

rejestrację w cyklu piętnastominutowym, lub jako maksymalną wielkość tej nadwyżki

mocy wyznaczoną w okresie rozliczeniowym, jeżeli układy pomiarowo-rozliczeniowe uniemożliwiają

rejestrację w cyklu piętnastominutowym i godzinowym.

3.

Za przekroczenie mocy umownej określonej w umowach, o których mowa w ust. 1, pobiera

się opłatę w wysokości stanowiącej iloczyn składnika stałego stawki sieciowej oraz

1)

sumy dziesięciu największych wielkości nadwyżek mocy pobranej ponad moc umowną albo

2)

dziesięciokrotności maksymalnej wielkości nadwyżki mocy pobranej ponad moc umowną,

zarejestrowanej w okresie rozliczeniowym, chyba że urządzenia pomiarowe pozwalają

na zastosowanie sposobu wskazanego w pkt 1.

4.

Opłatę, o której mowa w ust. 3, ustala się i pobiera za każdy miesiąc, w którym nastąpiło

przekroczenie mocy umownej, z wyłączeniem przypadku, o którym mowa w ust. 3 pkt 2,

gdy opłatę ustala się i pobiera w okresie rozliczeniowym.

5.

Jeżeli energia elektryczna jest dostarczana z kilku niezależnych miejsc, opłatę za

przekroczenie mocy umownej oblicza się oddzielnie w odniesieniu do 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.

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.

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, który ma co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii

elektrycznej połączone siecią tego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego

- w odniesieniu do tych miejsc dostarczania tej energii;

2)

operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy ma co

najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią

danego operatora;

3)

operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatorem systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego a magazynem energii elektrycznej lub elektrownią szczytowo-pompową

- gdy takie przekroczenie wynikało z polecenia operatora systemu wydanego z powodu

innego niż swobodne bilansowanie.

8.

Jeżeli dostarczanie energii elektrycznej odbywa się z kilku niezależnych miejsc jej

dostarczania, a na skutek awarii w sieci przedsiębiorstwa energetycznego lub wyłączenia

lub włączenia 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 wyłączeniem sytuacji, gdy awaria w sieci

lub wyłączenie urządzeń nastąpiły w wyniku przeciążeń lub zakłóceń spowodowanych pracą

urządzeń odbiorcy.

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 o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji

energii elektrycznej albo umowa kompleksowa.

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 powiększa się o 10% dla całego okresu objętego dokonanym zmniejszeniem

mocy umownej.

3.

Do sieciowych miejsc dostarczania energii elektrycznej oraz połączeń sieci operatorów

systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, w odniesieniu do których moc umowna

jest wyznaczana zgodnie z § 16 ust. 7-10, przepisów ust. 1 i 2 nie stosuje się.

1.

W kosztach utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw

energii elektrycznej, o których mowa w § 17, stanowiących podstawę kalkulacji stawki

jakościowej na 2023 r., a w przypadku, o którym mowa w ust. 4, również na 2024 r.,

uwzględnia się różnicę między kosztami poniesionymi w 2022 r., ustalonymi w sposób

określony w ust. 3, a kosztami tego utrzymywania, których wysokość zależy od wysokości

cen wymuszonej dostawy energii elektrycznej, cen wymuszonego odbioru energii elektrycznej

oraz cen za uruchomienie w rozumieniu przepisów wydanych na podstawie art. 9 ust.

3 i 4 ustawy, w części wynikającej ze zmiany kosztów paliwa podstawowego, przyjmowanych

zgodnie z zasadami określonymi w powyższych przepisach do ustalania tych cen, planowanymi

do poniesienia, uwzględnionymi w kalkulacji stawki jakościowej na 2022 r.

2.

Różnicę, o której mowa w ust. 1, uwzględnianą w kalkulacji stawki jakościowej na 2023 r.,

oblicza się według wzoru

RKSJ 2022 = (KSJpw 2022 - KSJp2022)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

RKSJ 2022 - różnicę kosztów utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności

bieżących dostaw energii elektrycznej w 2022 r., wyrażoną w zł,

KSJpw 2022 - sumę kosztów utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących

dostaw energii elektrycznej, o których mowa w § 17 ust. 1, ustalonych w sposób określony

w ust. 3, poniesionych w 2022 r., wyrażoną w zł,

KSJp 2022 - sumę kosztów planowanych, o których mowa w § 17 ust. 1, uwzględnionych w kalkulacji

stawki jakościowej na 2022 r., wyrażoną w zł.

3.

Kwotę kosztów oznaczonych symbolem KSJpw2022 określa się jako sumę kosztów poniesionych w okresie od dnia 1 stycznia 2022 r.

do końca ostatniego dnia miesiąca poprzedzającego miesiąc, w którym jest opracowywana

prognoza wykonania kosztów w 2022 r., oraz kosztów prognozowanych na pozostały okres

2022 r., ustalonych na podstawie kosztów poniesionych w okresie do końca miesiąca

poprzedzającego miesiąc, w którym jest opracowywana ta prognoza, oraz prognozowanych

cen i warunków pracy sieci.

4.

W przypadku gdy uwzględnienie różnicy, o której mowa w ust. 1, mogłoby spowodować

zmianę stawki opłaty jakościowej w stosunku do stawki obowiązującej w 2022 r. o więcej

niż 50%, to w kalkulacji stawki jakościowej na

1)

2023 r. uwzględnia się część tej różnicy w wysokości odpowiadającej 50% iloczynu stawki

opłaty jakościowej obowiązującej w 2022 r. oraz ilości energii elektrycznej planowanej

do zużycia przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego,

o której mowa w § 17, przyjętej do kalkulacji stawki jakościowej na 2023 r.;

2)

2024 r. uwzględnia się pozostałą część różnicy, o której mowa w pkt 1, i oblicza się

ją według wzoru

RKSJ 2022/2023 = (KSJw 2022 - KSJp2022) - RKSJ 2022

gdzie poszczególne symbole oznaczają

RKSJ 2022/2023 - różnicę kosztów utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności

bieżących dostaw energii elektrycznej w 2022 r., nieuwzględnioną w kalkulacji stawki

jakościowej na 2023 r., wyrażoną w zł,

KSJw 2022 - sumę kosztów, o których mowa w § 17 ust. 1, poniesionych w 2022 r., wyrażoną

w zł, KSJp 2022 - sumę kosztów planowanych, o których mowa w § 17 ust. 1, uwzględnionych w kalkulacji

stawki jakościowej na 2022 r., wyrażoną w zł,

RKSJ 2022 - różnicę kosztów utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności

bieżących dostaw energii elektrycznej w 2022 r., uwzględnioną w kalkulacji stawki

jakościowej na 2023 r., wyrażoną w zł.

1.

Do spraw wszczętych i niezakończonych przed dniem wejścia w życie rozporządzenia stosuje

się przepisy rozporządzenia.

2.

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, nie dłużej jednak niż przez

okres 6 miesięcy od dnia wejścia w życie rozporządzenia.

Rozporządzenie wchodzi w życie z dniem następującym po dniu ogłoszenia.