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

5. Taryfy dla energii elektrycznej i ciepła dla źródeł, w których występuje skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej, ustala się dla tego samego okresu.

8 16. 1. Stawki opłat za przyłączenie do sieci, o których mowa w § 7 ust. 2 pkt 1, kalkuluje się na podstawie jednej czwartej średniorocznych nakładów inwestycyjnych na budowę odcinków sieci służących do przyłączenia podmiotów określonych w obowiązującym dla przedsiębiorstwa energetycznego planie rozwoju, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy, dla okresu regulacji, oddzielnie dla każdej grupy przyłączeniowej w przeliczeniu na:

1) jednostkę mocy przytączeniowej lub

2) jednostkę długości odcinka sieci od miejsca przyłączenia do miejsca rozgraniczenia własności instalacji, urządzeń lub sieci, określonych w umowie o przyłączenie.

2. W nakładach inwestycyjnych, o których mowa w ust. 1, uwzględnia się wydatki ponoszone na wykonanie prac projektowych i geodezyjnych, uzgodnienia dokumentacji, uzyskania pozwoleń na budowę, zakup lub budowę elementów odcinków sieci służących do przyłączenia podmiotów z uwzględnieniem długości tych odcinków, wykonanie robót budowlano-montażowych wraz z nadzorem oraz wykonanie niezbędnych prób, a także uwzględnia się opłaty za zajęcie terenu.

3. Stawki opłat za przyłączenie do sieci, o których mowa w ust. 1, różnicuje się w zależności od rodzaju

elementów stosowanych do budowy odcinków sieci służących do przyłączenia podmiotów oraz standardów jakościowych dostarczanej energii elektrycznej.

8 17. 1. Stawki opłat przesyłowych, o których mowa w § 7 ust. 2 pkt 2, kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na stawki:

1) sieciowe; 2) systemowe;

3) rozliczeniowe.

2. Stawkę systemową, o której mowa w ust. 1 pkt 2, kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na składniki:

1) jakościowy; 2) rekompensujący; 3) wyrównawczy. 8 18. 1. Stawki sieciowe, o których mowa w 8 17

ust. 1 pkt 1, kalkuluje się z uwzględnieniem podziału sieci na następujące poziomy napięć znamionowych:

1) niskie — obejmujące napięcia znamionowe nie wyższe niż 1 kV;

2) średnie — obejmujące napięcia znamionowe wyższe niż 1 kV i niższe niż 110 kV;

3) wysokie — obejmujące napięcie znamionowe 110 kV; 4) najwyższe — obejmujące napięcia znamionowe

wyższe niż 110 kV.

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

1) stały stawki sieciowej — obliczany na jednostkę mocy umownej;

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

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

8 19. 1. Składnik staty stawki sieciowej, o którym mowa w § 18 ust. 2 pkt 1, kalkuluje się, dla odbiorców przytączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, na podstawie kosztów uzasadnionych:

1) eksploatacji sieci danego poziomu napięć znamionowych;

2) wynikających z nakładów na odtworzenie, modernizację i rozwój sieci, służących do realizacji usługi przesyłowej;

3) stałych przesyłania energii elektrycznej sieciami innych poziomów napięć znamionowych i sieciami należącymi do innych operatorów;

Nr 105

4)zakupu rezerw w zdolnościach przesyłowych w sieciach należących do innych operatorów;

5) wynikających z nakładów na budowę odcinków sieci służących do przyłączenia podmiotów do sieci danego poziomu napięć znamionowych, z wyłączeniem kosztów, o których mowa w art. 7 ust. 6 ustawy.

2. Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym mowa w § 18 ust. 2 pkt 2, kalkuluje się, dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, na podstawie 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 i przesłanej do sieci innych poziomów napięć znamionowych;

2) zmiennych za przesyłanie energii elektrycznej sieciami innych poziomów napięć znamionowych i sieciami należącymi do innych operatorów;

3) statych za przesyłanie energii elektrycznej, w części nieuwzględnionej w składniku stałym, o którym mowa w ust. 1, zgodnie z art. 45 ust. 5 ustawy.

3. Składnik staty stawki sieciowej, o którym mowa w § 18 ust. 2 pkt 1, dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych kalkuluje się według wzoru:

Ksyn Py

Ssvn = n

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Ssgy, — składnik staty stawki sieciowej [w zł za MW];

Ksy, — sumę kosztów stałych, o których mowa w ust. 1; Pyn 7-Sumę mocy umownych pobieranych przez odbiorców, w tym innych operatorów z sieci o poziomie napięcia znamionowego V,.

n

4. Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym mowa w § 18 ust. 2 pkt 2, dla odbiorców przytączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych kalkuluje się według wzoru:

Kzyn

Ey

Szyn = n

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Szy — składnik zmienny stawki sieciowej [w zt za MWhil;

Kzyą — sumę kosztów zmiennych, o których mowa w ust. 2;

Ey, —— Sumę energii elektrycznej pobranej z sieci o poziomie napięcia znamionowego V, przez odbiorców przyłączonych na tym poziomie napięć znamionowych, w tym operatorów, oraz przesłanej do sieci innych poziomów napięć znamionowych.

n

8 20. 1. Składnik jakościowy stawki systemowej, o którym mowa w § 17 ust. 2 pkt 1, kalkuluje się według wzoru:

Ks

Es

SoSJ -

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Sg — składnik jakościowy stawki systemowej [w zł za MWh];

Ksj — koszty utrzymania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej;

Es — ilość energii elektrycznej pobieraną przez odbiorców z sieci krajowego systemu elektroenergetycznego [w MWh].

2. Koszty utrzymania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1, obejmują koszty:

1) zakupionych, przez operatora systemu przesytowego, niezbędnych rezerw mocy i usług systemowych, na podstawie cen ustalonych w taryfach lub w warunkach konkurencji, o których mowa w art. 49 ustawy, albo cen negocjowanych;

2) zakupionej, przez operatora systemu przesyłowego, niezbędnej ilości energii elektrycznej wytwarzanej w celu zapewnienia odpowiedniej jakości dostaw tej energii, określonych jako różnica między płatnościami za energię elektryczną a przychodami ze sprzedaży tej energii na rynku bilansującym.

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

Kss

SoSS = S

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

S,„gg — sktadnik rekompensujący stawki systemowej [w zł za MWh];

Kss — koszty wynikające z rozliczeń za energię elektryczną wytworzoną w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, planowaną do zakupu w ilości wynikającej z obowiązku określonego w przepisach wydanych na podstawie art. 9a ust. 4 ustawy, kalkulowane w sposób określony w ust. 4 [w zł];

Es — ilość energii elektrycznej pobieraną przez odbiorców z sieci krajowego systemu elektroenergetycznego [w MWh].

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

Nr 105

n Kss = 2 Opei

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Kss — koszty wynikające z rozliczeń za energię elektryczną wytworzoną w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła [w zł];

Okęi — rOCZNĄ, planowaną kwotę opłat rekompensujących, o których mowa w § 31 ust. 1, płaconych, przez operatora systemu przesyłowego, danemu operatorowi systemu dystrybucyjnego za zakupioną energię elektryczną wytwarzaną w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, ustaloną w sposób określony w § 31 ust. 1 [w zt];

n — ilość operatorów systemów dystrybucyjnych kupujących energię wytwarzaną w skojarzeniu.

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

Ksw

SOSW = Es

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

S„sw — składnik wyrównawczy stawki systemowej [w zł za MWh];

Ksy — koszty ustug dodatkowych polegających na utrzymywaniu wymaganego stanu krajowego systemu elektroenergetycznego, świadczonych przez zarządcę kontraktów, o którym mowa w § 29, na rzecz operatora systemu przesyłowego poprzez wykonanie postanowień umów sprzedaży mocy i energii elektrycznej umożliwiających realizację przedsięwzięć inwestycyjnych, o których mowa w art. 45 ust. la ustawy, zwanych dalej „umowami długoterminowymi”, kalkulowane w sposób określony w ust. 6;

Es — ilość energii elektrycznej pobieraną z sieci krajowego systemu elektroenergetycznego przez odbiorców [w MWh].

6. Koszty usług dodatkowych, o których mowa w ust. 5, kalkuluje się jako roczne koszty wynikające z nakładów inwestycyjnych ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne, o których mowa w art. 45 ust. la ustawy, określone jako suma różnic między zweryfikowanymi planowanymi płatnościami wynikajacymi z umów długoterminowych a planowanymi przychodami ze sprzedaży mocy i energii elektrycznej, obliczane według wzoru:

Ksw = (Ckp — CH) X Eko

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Kswy — koszty usług dodatkowych, o których mowa w ust. 5;

Ckp — Planowaną średnią cenę zakupu energii elektrycznej, na podstawie umów długotermino-

wych, przeznaczonej do sprzedaży odbiorcom, dla których stosuje się jeden zestaw cen lub stawek opłat i warunków ich stosowania, przez zarządcę kontraktów, o którym mowa w § 29, podwyższoną o jednostkowe koszty własne obrotu tą energią i koszty ryzyka handlowego zarządcy kontraktów [w zł za MWh]; w kalkulacji ceny zakupu energii elektrycznej nie uwzględnia się planowanych przychodów ze sprzedaży rezerw mocy i usług, uzyskanych od jednostek wytwórczych objętych umowami długoterminowymi;

Cz4 — planowaną średnią cenę sprzedaży energii elektrycznej określoną na podstawie cen ustalonych w taryfie zarządcy kontraktów, o którym mowa w § 29 [w zł za MWh];

Ekp — ilość energii elektrycznej planowaną do

sprzedaży odbiorcom, dla których stosuje się jeden zestaw cen lub stawek opłat i warunków ich stosowania, przez zarządcę kontraktów, o którym mowa w § 29 [w MWh].

8 21. 1. Operator systemu przesyłowego kalkuluje stawkę rozliczeniową, o której mowa w § 17 ust. 1 pkt 3, dla podmiotów zgłaszających grafiki obciążeń, na podstawie kosztów uzasadnionych.

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

3. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego może kalkulować stawkę rozliczeniową na podstawie kosztów zakupu usług przesyłowych, w części przypadającej na opłatę rozliczeniową oraz własnych kosztów, o których mowa w ust. 2, nieuwzględnionych do kalkulacji składnika stałego stawki sieciowej, wymienionego w § 18 ust. 2 pkt 1.

8 22. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej może ustalić w taryfie stawki opłat i sposób obliczania opłat pobieranych za usługi lub czynności wykonywane na dodatkowe zlecenie przyłączonego podmiotu.

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

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

1) przerwanie i elektrycznej;

wznowienie dostarczania energii 2) sprawdzenie prawidłowości wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego;

3) usługi pogotowia technicznego.

8 23. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną kalkuluje ceny energii

Nr 105

elektrycznej na podstawie kosztów uzasadnionych zakupu tej energii oraz własnych kosztów uzasadnionych prowadzonej działalności 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 kosztów zakupionych usług przesyłowych, jeżeli tak stanowi umowa sprzedaży energii elektrycznej.

3. Własne koszty uzasadnione ustala się na podstawie kosztów prowadzenia dziatalności gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną, w tym kosztów:

1) obstugi handlowej związanej z obrotem energią elektryczną, z wyłączeniem kosztów przyjętych do kalkulacji stawki opłaty abonamentowej;

2) finansowych.

4. Jednoskładnikową stawkę opłaty za dostarczaną odbiorcy energię elektryczną, o której mowa w §8 ust. 4, kalkuluje się na podstawie tącznych kosztów zakupu tej energii i świadczenia usługi przesytowej, w przeliczeniu na jednostkę dostarczonej odbiorcy energii elektrycznej.

8 24. Stawkę opłaty abonamentowej, o której mowa w § 7 ust. 2 pkt 3 i ust. 3 pkt 2, kalkuluje się na podstawie kosztów uzasadnionych:

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

2) handlowej obsługi odbiorców, polegającej na wystawianiu faktur i ich dostarczaniu.

8 25. Przy ustalaniu wysokości cen i stawek opłat, o których mowa w § 7, obliczonych w sposób określony w § 14i 15 oraz 8 19—24, dopuszcza się uwzględnienie zysku, którego wysokość wynika z analizy nakładów na przedsięwzięcia inwestycyjne ujęte w planach, o których mowa w § 12 ust. 2, przy zapewnieniu ochrony interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen.

8 26. 1. W celu określenia dopuszczalnych zmian cen i stawek opłat na dany rok okresu regulacji przedsiębiorstwo energetyczne ustala ceny wskaźnikowe dla poszczególnych rodzajów prowadzonej działalności gospodarczej.

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

Cw, < Cw,_, x [1 + (RPI__1 — X,)/100]

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Cw, — cenę wskaźnikową dla danego rodzaju działalności gospodarczej w danym roku okresu regulacji;

Cw,„. — cenę wskaźnikową dla danego rodzaju działalności gospodarczej w roku poprzedzającym dany rok okresu regulacji;

RPI — średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem, w poprzednim roku kalendarzowym, określony w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej

„Monitor Polski” [w %l;

X — współczynnik korekcyjny, określający projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków prowadzenia przez nie danego rodzaju działalności gospodarczej [w %l. Współczynnik korekcyjny na pierwszy rok okresu regulacji uwzględnia się w cenach i stawkach opłat zawartych w taryfach.

n-1

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

1) wytwarzania energii elektrycznej oraz obrotu tą energią, jako średnią cenę sprzedanej energii elektrycznej, stanowiącą iloraz kalkulacyjnych przychodów z jej sprzedaży oraz stawek opłat abonamentowych, wyliczanych według cen i stawek opłat planowanych na dany rok okresu regulacji, przy uwzględnieniu wielkości i struktury sprzedaży przyjętych do kalkulacji taryfy na pierwszy rok okresu regulacji, zwany dalej „okresem bazowym”, do ilości sprzedaży tej energii przyjętej do kalkulacji taryfy na okres bazowy;

2) przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, jako średnią cenę dostarczania energii elektrycznej, stanowiącą iloraz kalkulacyjnych przychodów ze sprzedaży usług przesyłowych oraz stawek opłat abonamentowych, wyliczanych na podstawie stawek opłat planowanych w taryfie na dany rok okresu regulacji, przy uwzględnieniu wielkości i struktury sprzedaży tych usług w okresie bazowym, do ilości dostaw energii elektrycznej przyjętej do kalkulacji taryfy na okres bazowy.

4. W przychodach, określonych w ust. 3 pkt 1, nie uwzględnia się bonifikat i upustów oraz przychodów uzyskanych z opłat:

1) za nielegalny pobór energii elektrycznej;

2) za niedotrzymanie warunków umów.

5. W przychodach, określonych w ust. 3 pkt 2, nie uwzględnia się bonifikat i upustów oraz przychodów uzyskanych z opłat:

1) za przyłączenie do sieci; 2) za usługi lub czynności wymienione w § 22 ust. 1;

3) za nielegalny pobór energii elektrycznej.

8 27. 1. Jeżeli ochrona interesów odbiorców wymaga subsydiowania niektórych grup taryfowych, przedsiębiorstwo energetyczne może ustalić ceny i stawki opłat dla subsydiowanych grup taryfowych, których poziom nie może być wyższy, w stosunku do

Nr 105

ostatnio stosowanych cen i stawek opłat, o więcej niż 3 punkty procentowe ponad średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem w poprzednim roku kalendarzowym, określony w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski”, z zastrzeżeniem ust. 2.

2. Jeżeli wzrost cen i stawek opłat, dla subsydiowanych grup taryfowych, jest skutkiem eliminowania subsydiowania skrośnego pomiędzy poszczególnymi rodzajami działalności gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną w sposób, który powoduje, że dla określonej grupy taryfowej wraz ze wzrostem składnika zmiennego poszczególnych cen i stawek opłat następuje spadek składnika zmiennego innych cen i stawek opłat, wzrost sumy tych składników w taryfie, która będzie stosowana, w stosunku do sumy odpowiednich składników w poprzedniej taryfie nie może być wyższy o więcej niż 3 punkty procentowe ponad średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych określony w komunikacie, o którym mowa w ust. 1.

8 28. 1. W przypadku nowo tworzonego przedsiębiorstwa energetycznego lub podejmowania przez istniejące przedsiębiorstwo nowego rodzaju działalności gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną, taryfę oraz cenę wskaźnikową ustala się na podstawie planowanych wielkości kosztów, przychodów i sprzedaży, a także na podstawie analiz porównawczych z innymi przedsiębiorstwami energetycznymi.

2. Przedsiębiorstwo energetyczne powstałe w wyniku łączenia z innymi podmiotami lub podziału przedsiębiorstwa energetycznego prowadzącego działalność w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną zachowuje prawo do prowadzenia rozliczeń z odbiorcami na podstawie cen i stawek opłat ustalonych w taryfie przedsiębiorstwa, które uległo podziałowi albo zostało połączone z innymi podmiotami, do dnia wejścia w życie taryfy ustalonej przez to przedsiębiorstwo i zatwierdzonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, jednak nie dłużej niż przez okres 9 miesięcy od dnia rozpoczęcia działalności, na którą uzyskało koncesję.

3. Przedsiębiorstwo, o którym mowa w ust. 2, oblicza ceny wskaźnikowe w sposób określony w § 26.

Rozdział 4

Szczegółowe zasady rozliczeń w obrocie energią elektryczną

8 29. Wytwórca będący stroną umowy długoterminowej dokonuje rozliczenia kosztów, o których mowa w art. 45 ust. 1a ustawy, z przedsiębiorstwem energetycznym będącym stroną tej umowy, zwanym dalej „zarządcą kontraktów”, zgodnie z postanowieniami umowy długoterminowej.

8 30. Zarządca kontraktów dokonuje rozliczenia kosztów, o których mowa w § 20 ust. 5, z operatorem systemu przesyłowego, obliczając opłatę według wzoru:

Osgw = Sosw X Es

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Osw — opłatę za ustugi dodatkowe, o których mowa w § 20 ust. 5 [w zł za okres rozliczeniowy];

S„gw — składnik wyrównawczy stawki systemowej [w zł za MWh];

E, —ilość energii elektrycznej pobieraną przez

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

8 31. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne będące jednocześnie operatorem systemu dystrybucyjnego kupując energię elektryczną wytwarzaną w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła po cenach ustalonych w sposób określony w § 15 ust. 1, rozlicza się z operatorem systemu przesyłowego, obliczając opłatę rekompensującą według wzoru:

Ope = (Cs = Cc) x Ews

gdzie poszczególne symbole oznaczają: Oke — Opłatę rekompensującą [w zł za miesiąc];

C. — cenę zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, obliczoną w sposób określony w § 15 ust. 1 [w zt za

MWh];

C,, — roczną cenę energii elektrycznej, ustaloną jako iloraz sumy przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej w jednostkach wytwórczych nieobjętych umowami długoterminowymi do ilości energii sprzedanej, a wytworzonej w tych jednostkach, w poprzednim roku kalendarzowym;

s

Es — ilość energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, zakupionej w danym okresie rozliczeniowym po cenie oznaczonej symbolem „Cs” [w MWh].

2. Jeżeli energia elektryczna wytwarzana w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła jest sprzedawana na rynku bilansującym, roczną cenę, o której mowa w ust. 1, przyjmuje się w wysokości ceny uzyskanej ze sprzedaży tej energii w danym okresie rozliczeniowym na tym rynku.

8 32. 1. Rozliczenia, między przedsiębiorstwami energetycznymi za dostarczoną energię elektryczną lub świadczone usługi przesyłowe, są prowadzone na podstawie danych rozliczeniowych dotyczących okresu rozliczeniowego ustalonego w taryfie.

2. Podstawą do rozliczeń, o których mowa w ust. 1, są wskazania liczników, układów pomiarowo-rozliczeniowych, rejestrowane wielkości niemierzalne oraz algorytmy ich przetwarzania na dane rozliczeniowe.

3. Dopuszcza się stosowanie w rozliczeniach wstępnych danych rozliczeniowych lub wielkości zastępczych, obliczonych w sposób określony w taryfie.

Nr 105

8 33. 1. Opłatę przesyłową dla danego poziomu napięć znamionowych oblicza się według wzoru:

Opoi = Ssvn x P; + Szyn x Epi + koi x Sos x EGi + Spr x Ez

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Opoi — opłatę przesyłową obliczoną dla danego odbiorcy [w zł za okres rozliczeniowy];

Ssy, — składnik stały stawki sieciowej za okres rozliczeniowy [w zł/MW mocy umownej];

P, — moc umowną określoną dla danego odbiorcy [w MW];

Szy, — składnik zmienny stawki sieciowej [w zł/MWh];

Epi — ilość energii elektrycznej pobranej z sieci przez danego odbiorcę [w MWh za okres rozliczeniowy];

kr _ — współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustalonych dla danego odbiorcy w sposób określony w ust. 2;

Sg Stawkę systemową, określoną jako suma składników wymienionych w § 17 ust. 2

[w zł/MWh];

E,;, _ — ilość energii elektrycznej pobraną z sieci przez odbiorców, o których mowa w ust. 2 pkt 1i2, lub ustaloną dla operatorów systemów dystrybucyjnych jako ilość energii oznaczoną symbolem „E,,”, o której mowa w ust. 2 pkt 3 [w MWh za okres rozliczeniowy;

Spr 7 Stawkę rozliczeniową [w zł/MWhl;

E„, — ilość energii elektrycznej określoną w zgłoszonych do operatora grafikach obciążeń [w MWh za okres rozliczeniowy]; dla odbiorców niezgłaszających umów sprzedaży energii elektrycznej E,, = 0.

2. Współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustala się dla:

1) odbiorców, którzy w poprzednim roku kalendarzowym zużyli na własne potrzeby nie mniej niż 500 GWh energii elektrycznej, z wykorzystaniem nie mniej niż 50 % mocy przyłączeniowej, dla których koszt energii elektrycznej stanowi nie mniej niż 20 % kosztów produkcji jako k,, = k,, = 0,1;

2) odbiorców w krajowym systemie elektroenergetycznym, innych niż odbiorcy, o których mowa w pkt 1, którzy catość kupowanej energii zużywają na własne potrzeby jako k,, = ką współczynnik ten oblicza się według wzoru:

Koi = kok = [(Eok + Eos) = Kos X Egsl I Eok gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Es Eok ilość energii elektrycznej pobraną w poprzednim roku kalendarzowym z sieci krajowego systemu elektroenergetycznego, odpowiednio przez tych odbiorców oraz odbiorców, o których mowa w pkt 1 [w MWh];

os

3) odbiorców będących operatorami systemów dystrybucyjnych, prowadzących rozliczenia za świadczone usługi przesyłowe z operatorem systemu przesyłowego jako k,, = k,,: współczynnik ten oblicza się według wzoru:

koi = Kor = (Kos x Eosr + Kok x Egkr|/Eor

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

kop Kos Kok — WSPÓłczZynniki udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustalane w sposób określony

w pkt 1i 2;

or' os'

E E — ilość energii elektrycznej pobranej z sieci należących do operatora systemu dystrybucyjnego w poprzednim roku kalendarzowym przez odbiorców, o których mowa w pkt 1 i 2, przyłączanych do sieci tego operatora [w MWh];

Eor — ilość energii elektrycznej równą sumie Eggrr Eokr [W MWh].

osr” "okr

okr

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

Opw = Spr x E>

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Opw — opłatę przesyłową [w zł za okres rozliczeniowy];

Spr 7 stawkę rozliczeniową [w zt/MWhl;

E; — ilość energii elektrycznej określoną w zgłoszonych do operatora grafikach obciążeń [w MWh za okres rozliczeniowy].

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

zn)

Op = 0,5 x S,, x (E,, + E

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Opn — opłatę przesyłową [w zł za okres rozliczeniowy];

Spr — Stawkę rozliczeniową [w zł/MWhi;

E., — ilość energii elektrycznej odbieranej, określoną w zgłoszonych do operatora grafikach obciążeń [w MWh za okres rozliczeniowy];

E,, — ilość energii elektrycznej dostarczanej, określoną w zgłoszonych do operatora grafikach obciążeń [w MWh za okres rozliczeniowy].

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

m Opovi = » (Ssyn

Z, xP, + Syn X Ebi + Spr x E,,)

Nr 105

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Opovi — opłatę przesyłową [w zł za okres rozliczeniowyl;

Syn —— składnik staty stawki sieciowej [w zł/MW];

P,, — moc umowną, określoną dla każdego połączenia sieci na tym samym poziomie napięć znamionowych [w MW];

Syn — sktadnik zmienny stawki sieciowej [w zł/MWh];

Ep — ilość energii elektrycznej pobraną przez dane połączenie, określoną jako różnica między energią pobraną i oddaną [w MWh za okres rozliczeniowy];

Spr — Stawkę rozliczeniową [w zł/MWhil;

E„, — ilość energii elektrycznej określoną w zgłoszonych grafikach obciążeń [w MWh za okres rozliczeniowy].

8 34. Operator systemu dystrybucyjnego w odrębnej umowie zawartej z innym operatorem może ustalić inny niż określony w § 33 sposób rozliczenia opłaty za świadczone usługi przesytowe na połączeniach sieci, pod warunkiem równego traktowania podmiotów korzystających z tych sieci.

8 35. 1. Rozliczeń z odbiorcami za dostarczaną energię elektryczną i świadczone usługi przesyłowe dokonuje się w okresach rozliczeniowych, ustalonych w taryfie.

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

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

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

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

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

8 36. Rozliczenia za dostarczaną energię elektryczną są dokonywane na podstawie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego dla miejsc dostarczania tej energii, określonych w umowie sprzedaży i umowie przesyłowej. Dopuszcza się możliwość prowadzenia tącznych rozliczeń dla więcej niż jednego miejsca dostarczania energii elektrycznej.

8 37. 1. W przypadku stwierdzenia błędów, w pomiarze lub odczycie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego, które spowodowały zawyżenie należności za pobraną energię elektryczną, przedsiębiorstwo

energetyczne dokonuje korekty uprzednio wystawionych rachunków.

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

8 38. 1. Podstawą do wyliczenia wielkości korekty rachunków, o których mowa w § 37 ust. 1, jest wielkość błędu wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego.

2. Jeżeli określenie błędu, o którym mowa w ust. 1, nie jest możliwe, podstawę do wyliczenia wielkości korekty stanowi średnia liczba jednostek energii elektrycznej za okres doby, obliczana na podstawie sumy jednostek energii elektrycznej prawidłowo wykazanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy w poprzednim okresie rozliczeniowym, pomnożona przez liczbę dni okresu, którego dotyczy korekta rachunku; w wyliczaniu wielkości korekty należy uwzględnić sezonowość poboru energii elektrycznej oraz inne udokumentowane okoliczności mające wpływ na wielkość poboru tej energii.

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

8 39. Nadpłatę wynikającą z wyliczonej korekty, o której mowa w § 37 ust. 1, zalicza się na poczet płatności ustalonych na najbliższy okres rozliczeniowy, o ile odbiorca nie zażąda jej zwrotu.

8 40. 1. Za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców, określonych w odrębnych przepisach, odbiorcom, na ich wniosek, przystugują bonifikaty i upusty, w wysokości określonej w taryfie lub umowie.

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

8 41. 1. Wysokość bonifikaty i upustu za niedotrzymanie poziomu napięcia znamionowego w danym okresie doby, zależnie od wartości odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych, oblicza się:

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

_U_

Wur = (70 %

)2 x Az x Cz

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

WyT — wysokość upustu dla odbiorcy w danym okresie doby [w zt];

U — wartość odchylenia napięcia znamionowego od dopuszczalnych, określonych w odrębnych przepisach, wartości granicznych [w %l;

Ar — ilość energii elektrycznej dostarczoną

odbiorcy w danym okresie doby [w jednostkach energii];

Nr 105

C7 — cenę energii elektrycznej określoną w taryfie dla danego okresu doby, w którym nastąpito odchylenie napięcia znamionowego [w zł za jednostkę energii];

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

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Wy — wysokość upustu dla odbiorcy w danym okresie doby [w zł];

Ar — ilość energii elektrycznej dostarczoną odbiorcy w danym okresie doby [w jednostkach energii];

Cz —cenęenergii elektrycznej określoną w taryfie dla danego okresu doby, w którym nastąpiło odchylenie napięcia znamionowego [w zł za jednostkę energii];

br — ustaloną w taryfie bonifikatę za niedotrzymanie poziomu napięcia znamionowego w danym okresie doby [w zł za godzinę]; tr — łączny czas niedotrzymania poziomu napięcia znamionowego w danym okresie doby [w godzinach].

2. Za każdą niedostarczoną jednostkę energii elektrycznej odbiorcy przysługuje bonifikata w wysokości pięciokrotności ceny energii elektrycznej za okres, w którym wystąpiła przerwa w dostarczaniu tej energii; ilość niedostarczonej energii elektrycznej w dniu, w którym miała miejsce przerwa w jej dostarczaniu, ustala się na podstawie poboru tej energii w odpowiednim dniu poprzedniego tygodnia, z uwzględnieniem czasu dopuszczalnych przerw określonych w umowie.

3. W okresie, w którym nie byty dotrzymane standardy jakościowe obsługi odbiorców, a układ pomiarowo-rozliczeniowy uniemożliwia określenie ilości energii elektrycznej dostarczonej odbiorcy, ilość tej energii ustala się na podstawie poboru energii elektrycznej w analogicznym okresie rozliczeniowym tego samego dnia tygodnia w poprzednim tygodniu oraz proporcji liczby godzin, w których standardy jakościowe obsługi odbiorców nie zostaty dotrzymane, do catkowitej liczby godzin w okresie rozliczeniowym.

§ 42. W przypadku niedotrzymania przez przedsiębiorstwo energetyczne standardów jakościowych obsługi odbiorców, o ile umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa o świadczenie usług przesyłowych nie stanowi inaczej, odbiorcom przysługują opłaty w następującej wysokości:

1) za nieprzyjęcie zgłoszeń lub reklamacji od odbiorcy — opłata w wysokości 15,81 zł;

2)za nieuzasadnioną zwłokę w usuwaniu zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej, spowodowa-

nych nieprawidłową pracą sieci — opłata w wysokości 75,91 zł;

3) za odmowę udzielenia odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie wznowienia

dostarczania energii elektrycznej, przerwanego z powodu awarii sieci — opłata w wysokości 7,59 zł;

4

—

za niepowiadomienie, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, w formie ogłoszeń prasowych, komunikatów radiowych lub telewizyjnych, albo w inny sposób przyjęty na danym terenie, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV — opłata w wysokości 15,18 zł;

5) za niepowiadomienie w formie indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocą innego środka telekomunikacji, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV — opłata w wysokości 151,83 zł;

6) za niepoinformowanie na piśmie, co najmniej z tygodniowym wyprzedzeniem, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV o zamierzonej zmianie nastawień w automatyce zabezpieczeniowej i innych parametrach mających wptyw na współpracę ruchową z siecią — opłata w wysokości 75,91 zł;

7)za niepoinformowanie na piśmie, co najmniej z rocznym wyprzedzeniem, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV, o konieczności dostosowania instalacji do zmienionych warunków zasilania — opłata w wysokości 75,91 zł;

8)za niepoinformowanie na piśmie, co najmniej z trzyletnim wyprzedzeniem, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV o konieczności dostosowania instalacji do zmienionego napięcia znamionowego, podwyższonego poziomu mocy zwarcia i innych warunków funkcjonowania sieci — opłata w wysokości 151,83 zł;

za nieuzasadnioną odmowę odpłatnego podjęcia stosownych czynności w sieci, w celu umożliwienia bezpiecznego wykonania przez odbiorcę lub inny podmiot prac w obszarze oddziaływania tej sieci — opłata w wysokości 75,91 zł;

9

—

10) za nieudzielenie, na żądanie odbiorcy, informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych taryf — opłata w wysokości 7,59 zł;

11) za przedłużenie czternastodniowego terminu rozpatrzenia wniosku lub reklamacji odbiorcy w sprawie zasad rozliczeń i udzielenia odpowiedzi, za każdy dzień zwłoki — opłata w wysokości 2,28 zł.

8 43. 1. Jeżeli energia elektryczna jest pobierana bez zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy o świadczeniu ustug przesyłowych, przed-

Nr 105

siębiorstwo energetyczne może obciążyć podmiot nielegalnie pobierający energię opłatami w wysokości pięciokrotności cen i stawek opłat, określonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której podmiot bytby zakwalifikowany, przyjmując ryczattowe ilości zużycia energii określone w taryfie i wielkość mocy wynikającą z sumy zainstalowanych odbiorników.

2. Jeżeli energia elektryczna jest pobierana niezgodnie z warunkami określonymi w umowie, przedsiębiorstwo energetyczne może obciążyć odbiorcę opłatami:

1) w przypadku udowodnionego okresu nielegalnego pobierania energii elektrycznej, w wysokości dwukrotności cen i stawek opłat określonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zakwalifikowany odbiorca, przyjmując wielkości pobieranej mocy i zużycia tej energii, jakie wystąpiły w analogicznym okresie przed powstaniem nielegalnego pobierania energii elektrycznej lub po jego ustaniu; opłaty oblicza się dla każdego miesiąca, w którym nastąpito pobranie energii elektrycznej niezgodnie z umową;

2) w przypadku, gdy nie można ustalić ilości nielegalnie pobranej energii elektrycznej, w wysokości dwukrotności cen i stawek opłat określonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zakwalifikowany odbiorca, przyjmując ryczałtowe wielkości zużycia tej energii, określone w taryfie i wielkość mocy określoną w zawartej z odbiorcą umowie sprzedaży energii elektrycznej lub umowie o świadczenie usług przesyłowych.

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

4. Ryczałtowe ilości energii, o których mowa w ust. 1 i ust. 2 pkt 2, są określane w taryfach jako ilości maksymalne i przedsiębiorstwo przy ustalaniu opłat może zastosować ilości mniejsze, uwzględniając rzeczywiste możliwości pobierania energii elektrycznej przez danego odbiorcę wynikające z mocy i rodzaju zainstalowanych odbiorników.

5. Przedsiębiorstwo energetyczne może ustalić w taryfie opłaty za wykonywanie następujących czynności związanych ze stwierdzeniem nielegalnego pobierania energii elektrycznej:

1) wymianę uszkodzonego przez odbiorcę licznika lub innego urządzenia pomiarowego albo zniszczenie tego licznika lub urządzenia;

2) sprawdzenie stanu technicznego układu pomiarowo-rozliczeniowego i założenie nowych plomb na zabezpieczeniu głównym, w układzie pomiarowo- -rozliczeniowym lub na innym elemencie podlegającym oplombowaniu, w miejsce zerwanych przez odbiorcę plomb lub przez niego uszkodzonych;

3) poddanie urządzenia pomiarowo-rozliczeniowego ponownej legalizacji z powodu zerwania przez odbiorcę plomb legalizacyjnych lub ich naruszenia;

4) założenie, w miejsce zerwanej przez odbiorcę plomby na wskaźniku mocy 15-minutowej lub innym urządzeniu związanym z pomiarem tej mocy, lub naruszenie tej plomby.

Rozdział 5

Przepisy przejściowe i końcowe

8 44. 1. Taryfy przedsiębiorstw energetycznych obowiązujące przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia obowiązują do dnia określonego w decyzjach Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdzających taryfy, z zastrzeżeniem ust. 2.

2. Taryfy operatorów obowiązujące przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia obowiązują do dnia 31 grudnia 2004 r.

3. Do spraw wszczętych, a niezakończonych przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia, dotyczących taryf, stosuje się przepisy niniejszego rozporządzenia.

8 45. Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie 3 dni od dnia ogłoszenia.?)

Minister Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej: J. Hausner

2) Niniejsze rozporządzenie byto poprzedzone rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 14 grudnia 2000 r. w sprawie szczegółowych zasad ksztattowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z 2001 r. Nr 1, poz. 7), które na podstawie art. 5 ustawy z dnia 24 lipca 2002 r. o zmianie ustawy — Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 135, poz. 1144) utraciło moc z dniem 1 stycznia 2004 r.

i Monitor Polski (spis treści) dostępne są w Internecie pod adresem www.cokprm.gov.pl

Wydawca: ela sa Rady Ministrów Redakcja: Rządowe Centrum Legislacji — Redakcja Dziennika Ustaw Rzeczypospolitej Polskiej oraz Dziennika Urzędowego Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski”, AI. Ujazdowskie 1/3, 00-583 Warszawa, tel. 622-66-56 Skład, druk i kolportaż: Zakład Wydawnictw i Poligrafii Centrum Obsługi Kancelarii Prezesa Rady Ministrów ul. Powsińska 69/71, 02-903 Warszawa, tel.: 694-67-50, 694-67-52; faks 694-62-06

Bezpłatna infolinia: 0-800-287-581 www.cokprm.gov.pl e-mail: dziustQ©cokprm.gov.pl

DU 0105 2004 wyd.00

5 900248412243>

Tłoczono z polecenia Prezesa Rady Ministrów w Zakładzie Wydawnictw i Poligrafii Centrum Obsługi Kancelarii Prezesa Rady Ministrów, ul. Powsińska 69/71, 02-903 Warszawa

Zam. 962/W/C/2004

ISSN 0867-3411

Cena 2,40 zł (w tym 7% VAT)