Obwieszczenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 24 kwietnia 2024 r. w sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu rozporządzenia Ministra Klimatu i Środo

Obwieszczenie Ministra Klimatu i Środowiskaz dnia 24 kwietnia 2024 r.w sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie sposobu kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposobu rozliczeń w obrocie energią elektryczną 1)Minister Klimatu i Środowiska kieruje działem administracji rządowej - energia, na podstawie § 1 ust. 2 pkt 1 rozporządzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 19 grudnia 2023 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Klimatu i Środowiska (Dz. U. poz. 2726). Spis treści Treść obwieszczenia Załącznik - 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 Rozdział 1 - Przepisy ogólne Rozdział 2 - Sposób kształtowania taryf Rozdział 3 - Sposób kalkulacji cen i stawek opłat Rozdział 4 - Szczegółowe zasady rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi Rozdział 5 - Przepisy epizodyczne i przejściowe oraz przepis końcowy Treść obwieszczenia 1. Na podstawie art. 16 ust. 3 ustawy z dnia 20 lipca 2000 r. o ogłaszaniu aktów normatywnych i niektórych innych aktów prawnych   (Dz. U. z 2019 r. poz. 1461) ogłasza się w załączniku do niniejszego obwieszczenia jednolity tekst rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 29 listopada 2022 r. w sprawie sposobu kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposobu rozliczeń w obrocie energią elektryczną   (Dz. U. poz. 2505), z uwzględnieniem zmian wprowadzonych: 1) rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 30 stycznia 2023 r. zmieniającym rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną   (Dz. U. poz. 226); 2) rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 30 marca 2023 r. zmieniającym rozporządzenie w sprawie sposobu kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposobu rozliczeń w obrocie energią elektryczną   (Dz. U. poz. 632); 3) rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 9 września 2023 r. zmieniającym rozporządzenie w sprawie sposobu kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposobu rozliczeń w obrocie energią elektryczną   (Dz. U. poz. 1847). 2. Podany w załączniku do niniejszego obwieszczenia tekst jednolity rozporządzenia nie obejmuje: 1) § 2 i § 3 rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 30 stycznia 2023 r. zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną   (Dz. U. poz. 226), które stanowią: „  § 2. Faktury za dostarczanie energii elektrycznej wystawione od dnia 1 stycznia 2023 r. do dnia wejścia w życie niniejszego rozporządzenia bez informacji, o której mowa w § 37 ust. 2 rozporządzenia zmienianego w § 1, uważa się za faktury wystawione prawidłowo. § 3. Rozporządzenie wchodzi w życie z dniem następującym po dniu ogłoszenia.  ”  ; 2) § 2 i § 3 rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 30 marca 2023 r. zmieniającego rozporządzenie w sprawie sposobu kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposobu rozliczeń w obrocie energią elektryczną   (Dz. U. poz. 632), które stanowią: „  § 2. 1. W terminie 30 dni od dnia wejścia w życie niniejszego rozporządzenia przedsiębiorstwa energetyczne, dla których taryfy zostały zatwierdzone przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki przed dniem 7 grudnia 2022 r., przedłożą Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki wnioski o zmianę tych taryf w celu ich dostosowania do przepisów rozporządzenia zmienianego w § 1. 2. Przepisu ust. 1 nie stosuje się w przypadku, gdy przedsiębiorstwo energetyczne przedłożyło Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki wniosek o zatwierdzenie nowej taryfy w okresie od dnia 7 grudnia 2022 r. do dnia wejścia w życie niniejszego rozporządzenia. § 3. Rozporządzenie wchodzi w życie z dniem następującym po dniu ogłoszenia.  ”  ; 3) § 2 rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 9 września 2023 r. zmieniającego rozporządzenie w sprawie sposobu kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposobu rozliczeń w obrocie energią elektryczną   (Dz. U. poz. 1847), który stanowi: „  § 2. Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie 7 dni od dnia ogłoszenia.  ”  . 1) Minister Klimatu i Środowiska kieruje działem administracji rządowej - energia, na podstawie § 1 ust. 2 pkt 1 rozporządzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 19 grudnia 2023 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Klimatu i Środowiska (Dz. U. poz. 2726). Załącznik   -   Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 29 listopada 2022 r. w sprawie sposobu kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposobu rozliczeń w obrocie energią elektryczną1)Na dzień ogłoszenia obwieszczenia w Dzienniku Ustaw Rzeczypospolitej Polskiej działem administracji rządowej - energia kieruje Minister Klimatu i Środowiska, na podstawie § 1 ust. 2 pkt 1 rozporządzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 19 grudnia 2023 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Klimatu i Środowiska (Dz. U. poz. 2726). 2)Niniejsze rozporządzenie w zakresie swojej regulacji wdraża dyrektywę 2012/27/UE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE (Dz. Urz. UE L 315 z 14.11.2012, str. 1, Dz. Urz. UE L 113 z 25.04.2013, str. 24, Dz. Urz. UE L 141 z 28.05.2013, str. 28, Dz. Urz. UE L 156 z 19.06.2018, str. 75, Dz. Urz. UE L 328 z 21.12.2018, str. 1, Dz. Urz. UE L 328 z 21.12.2018, str. 210, Dz. Urz. UE L 85I z 27.03.2019, str. 66, Dz. Urz. UE L 137 z 23.05.2019, str. 3 oraz Dz. Urz. UE L 158 z 14.06.2019, str. 125). Na podstawie art. 46 ust. 33)Art. 46 ust. 3 zmieniony przez art. 1 pkt 68 lit. b ustawy z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. poz. 1681 oraz z 2024 r. poz. 859), która weszła w życie z dniem 7 września 2023 r.; zgodnie z art. 47 ust. 1 ustawy z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw dotychczasowe przepisy wykonawcze wydane na podstawie art. 46 ust. 3 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2024 r. poz. 266, 834 i 859) w brzmieniu dotychczasowym zachowują moc do dnia wejścia w życie przepisów wykonawczych wydanych na podstawie art. 46 ust. 3 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, w brzmieniu nadanym ustawą z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, nie dłużej jednak niż przez 36 miesięcy od dnia wejścia w życie ustawy z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, i mogą być zmieniane. ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne   (Dz. U. z 2024 r. poz. 266, 834 i 859) zarządza się, co następuje: Rozdział 1 Przepisy ogólne § 1. 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.)4)Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 152 z 03.06.2022, str. 45., zwanego dalej „rozporządzeniem 2019/943”, 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. § 2. 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.)5)Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24 oraz Dz. Urz. UE L 147 z 30.05.2022, str. 27.; 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.)6)Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 62 z 23.02.2021, str. 24.; 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. Rozdział 2 Sposób kształtowania taryf § 3. Przedsiębiorstwo energetyczne ustala taryfę w sposób zapewniający: 1) pokrycie kosztów uzasadnionych w zakresie określonym w art. 45 ustawy; 2) eliminowanie subsydiowania skrośnego. § 4. 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. § 5. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej zawiera w taryfie: 1) ceny energii elektrycznej; 2) stawki opłat za rezerwy mocy; 3) stawki opłat za usługi systemowe; 4) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców; 5) sposób ustalania opłat za nielegalny pobór energii elektrycznej. 2. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania energii elektrycznej zawiera w taryfie: 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. § 6. 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 2023 r. poz. 875, 1394, 1506 i 1681 oraz z 2024 r. poz. 834), 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. z 2024 r. poz. 233). § 7. 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. Rozdział 3 Sposób kalkulacji cen i stawek opłat § 8. Ceny lub stawki opłat zawarte w taryfie kalkuluje się na okres 12 miesięcy. § 9. 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. § 10. 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. § 11. 1. Koszty wspólne dla wszystkich lub kilku rodzajów wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej oraz koszty wspólne dla wszystkich lub kilku grup taryfowych dzieli się na poszczególne rodzaje wykonywanej działalności gospodarczej i na poszczególne grupy taryfowe, a także w odniesieniu do poszczególnych rodzajów cen i stawek opłat zgodnie z przyjętą w 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. § 12. 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. § 13. 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. § 14. 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 2023 r. poz. 1436, 1597, 1681 i 1762 oraz z 2024 r. poz. 834), 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. § 15. 1. Stawki opłat przesyłowych, o których mowa w § 14 ust. 1 pkt 1, kalkuluje się dla sieci przesyłowych elektroenergetycznych. 2. Stawki opłat dystrybucyjnych, o których mowa w § 14 ust. 3 pkt 1, kalkuluje się z uwzględnieniem podziału sieci na poziomy napięć znamionowych: 1) wysokich - 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. § 16. 1. Składnik stały stawki sieciowej, o którym mowa w § 14 ust. 7 pkt 1, kalkuluje się na podstawie planowanych do poniesienia kosztów stałych z uwzględnieniem udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczone usługi przesyłania lub dystrybucji, o których mowa w art. 45 ust. 5 ustawy. 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: \( S_{SVn} = {{K_{SVn} } \over {PV_n }} \) 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 znamionowych Vn, 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. § 17. 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. § 18. 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. § 19. 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. § 20. 1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną kalkuluje ceny energii elektrycznej na podstawie planowanych kosztów uzasadnionych zakupu tej energii oraz kosztów uzasadnionych wykonywanej działalności gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną. 2. Koszty uzasadnione zakupu energii elektrycznej obejmują koszty zakupionej energii z zachowaniem zasad konkurencji i minimalizacji kosztów jej zakupu oraz koszty: 1) poniesionej opłaty zastępczej, o której mowa: 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 oraz z 2023 r. poz. 1681); 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. § 21. 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. § 22. 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 op …