Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie sposobu kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposobu rozliczeń w obrocie energią… – tekst jednolity 2024

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:

2.

Podany w załączniku do niniejszego obwieszczenia tekst jednolity rozporządzenia nie obejmuje:

§ 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

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. ” ;

§ 2

Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie 7 dni od dnia ogłoszenia. ” .

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).

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

§ 1Rozporządzenie określa sposób kształtowania i kalkulacji taryf dla energii elektrycznej

oraz sposób rozliczeń w obrocie energią elektryczną, w tym:

§ 2Użyte w rozporządzeniu określenia oznaczają:

Rozdział 2

Sposób kształtowania taryf

§ 3Przedsiębiorstwo energetyczne ustala taryfę w sposób zapewniający:

§ 4

1.

Taryfa w zależności od zakresu wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej określa:

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:

2.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania energii elektrycznej zawiera w taryfie:

3.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej zawiera w taryfie:

4.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną zawiera w taryfie:

§ 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:

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:

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:

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:

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.

§ 9Uwzględniane w kalkulacji cen lub stawek opłat, o których mowa w § 8, koszty uzasadnione

w odniesieniu do wykonywanej działalności gospodarczej w zakresie:

§ 10

1.

Koszty, o których mowa w § 9, ustala się:

2.

Podstawę weryfikacji:

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:

2.

Stawki opłat za usługi systemowe mogą być kalkulowane z podziałem na:

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:

2.

Stawki opłat, o których mowa w ust. 1 pkt 2, w odniesieniu do przyłącza kablowego uwzględniają koszty zakupu i 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:

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:

§ 14

1.

Stawki opłat przesyłowych kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające:

2.

Stawki opłat przesyłowych, o których mowa w ust. 1:

3.

Stawki opłat dystrybucyjnych kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające:

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:

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:

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:

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:

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;

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:

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:

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:

3.

Koszty uzasadnione wykonywania działalności gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną, o których mowa w ust. 1, ustala się na podstawie kosztów:

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:

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:

2.

W przychodach, o których mowa w ust. 1 pkt 4 i 5, uwzględnia się stosunek wielkości uzyskanych przychodów do wielkości kosztów poniesionych na świadczenie czynności, o których mowa w tych przepisach.

3.

W przychodzie pokrywającym koszty uzasadnione wraz z uzasadnionym zwrotem z zaangażowanego kapitału nie uwzględnia się bonifikat oraz przychodów uzyskanych z opłat:

4.

Ustalenia przychodu pokrywającego koszty uzasadnione wraz z uzasadnionym zwrotem z zaangażowanego kapitału dla operatorów systemów dystrybucyjnych oraz operatora systemu przesyłowego dokonuje się z uwzględnieniem salda konta regulacyjnego, o którym mowa w § 23.

§ 23

1.

Saldo konta regulacyjnego oblicza się według wzoru:

KRn = (O dp n−2 − O dr n−2 ) gdzie poszczególne symbole oznaczają:

KRn - saldo konta regulacyjnego dla taryfy na rok okresu regulacji „n” wyrażone w zł, Odp n-2 - sumę przyjętego w taryfie na rok okresu regulacji „n-2” planowanego przychodu, wyrażonego w zł, będącego podstawą kalkulacji na 12 kolejnych miesięcy stawek opłat z tytułu poboru składnika zmiennego stawki sieciowej, składnika stałego stawki sieciowej, opłat abonamentowych oraz planowanych na ten okres przychodów, o których mowa w § 22 ust. 1 pkt 2-5, a dla operatora systemu przesyłowego także przychodu z tytułu opłaty jakościowej, Odr n-2 - sumę rzeczywiście uzyskanego w roku okresu regulacji „n-2” przychodu, wyrażonego w zł, w okresie kolejnych 12 kolejnych miesięcy, z tytułu poboru składnika zmiennego stawki sieciowej, składnika stałego stawki sieciowej, opłat abonamentowych oraz przychodów, o których mowa w § 22 ust. 1 pkt 2-5, a dla operatora systemu przesyłowego także przychodu z tytułu opłaty jakościowej.

2.

W przypadku gdy uwzględnienie salda konta regulacyjnego mogłoby spowodować zmianę jednostkowego planowanego przychodu, wyrażonego w zł/MWh, określonego na rok okresu regulacji „n” w sposób wskazany w § 22, z uwzględnieniem planowanego na ten okres wolumenu dostaw energii elektrycznej, więcej niż o 2 % w roku okresu regulacji „n”, uwzględnia się część salda tego konta w wysokości odpowiadającej 2 % przychodu określonego na rok okresu regulacji „n”, wyrażonego w zł, a pozostałą część salda konta regulacyjnego nieuwzględnionego w przychodzie określonym na rok okresu regulacji „n” w sposób wskazany w § 22 uwzględnia się w taryfie na kolejny rok okresu regulacji „n+1”.

Rozdział 4

Szczegółowe zasady rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi

§ 24

1.

Rozliczenia z odbiorcami i między przedsiębiorstwami energetycznymi z tytułu dostarczonej energii elektrycznej lub świadczonych usług przesyłania lub dystrybucji tej energii prowadzi się na podstawie danych rozliczeniowych dotyczących okresu rozliczeniowego ustalonego w taryfie.

2.

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

§ 25

1.

Opłatę za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej w odniesieniu do danego poziomu napięć znamionowych w okresie rozliczeniowym, oblicza się, z zastrzeżeniem § 27-29, według wzoru: \( O_{poi} = S_{SVn} \times P_i + \sum\limits_{m = 1}^R {S_{ZVnm} } \times E_{oim} + k_{os} \times S_{oSJ} \times E_{os} + k_{ok} \times S_{oSJ} \times E_{ok} + S_r \times E_{wp} + O_{ab} \) gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Opoi - opłatę, wyrażoną w zł, za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej obliczoną dla danego odbiorcy, w tym:

2.

Jako ilość energii elektrycznej, oznaczonej symbolem „Eoim”, pobraną z sieci przesyłowej przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, w tych miejscach dostarczania przyjmuje się ilość energii elektrycznej ustaloną w sposób określony w § 14 ust. 8.

§ 26

1.

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

2.

Współczynniki oznaczone symbolami „kos” i „kok”, o których mowa w § 25 ust. 1, ustala się dla odbiorców końcowych:

3.

Wytwórca energii elektrycznej przyłączony do sieci operatora systemu elektroenergetycznego lub do sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem, sprzedający energię elektryczną przynajmniej jednemu odbiorcy końcowemu lub przedsiębiorstwu energetycznemu świadczącemu usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącemu operatorem przyłączonym do urządzeń, instalacji lub sieci tego wytwórcy, lub przedsiębiorstwu energetycznemu wykonującemu działalność gospodarczą w zakresie magazynowania energii elektrycznej przyłączonemu do urządzeń, instalacji lub sieci tego wytwórcy, pobiera od odbiorcy lub przedsiębiorstwa energetycznego opłatę wynikającą ze stawki jakościowej obliczoną według wzoru:

Oos = kos × SoSJ × Eos + kok × SoSJ × Eokw gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Oos - opłatę wynikającą ze stawki jakościowej, kos - współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustalony w sposób określony w ust. 2 pkt 1, SoSJ - stawkę jakościową wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh, Eos - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, zużytą przez odbiorców końcowych, o których mowa w ust. 2 pkt 1, kok - współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustalony w sposób określony w ust. 2 pkt 2, Eokw - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, zużytą przez odbiorców końcowych przyłączonych do urządzeń, instalacji lub sieci wytwórcy energii elektrycznej przyłączonego do sieci operatora systemu elektroenergetycznego, do sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem oraz do urządzeń, instalacji lub sieci przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie magazynowania energii elektrycznej, z wyłączeniem odbiorców, o których mowa w ust. 2 pkt 1.

4.

W przypadku gdy wytwórca energii elektrycznej jest przyłączony jednocześnie do sieci operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego i sieci operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, opłata, o której mowa w ust. 3, pobierana przez tego wytwórcę jest wnoszona do operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

5.

Energii elektrycznej kupowanej przez przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej w części, w jakiej ta energia jest zużywana przez to przedsiębiorstwo na potrzeby własne związane z wykonywaną działalnością gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej i na pokrywanie strat powstałych w sieciach podczas przesyłania lub dystrybucji tej energii do odbiorców, dla których to przedsiębiorstwo stosuje taryfy zatwierdzane przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, nie uwzględnia się w ilości energii elektrycznej, w odniesieniu do której stosuje się stawkę jakościową.

6.

Energię elektryczną kupowaną przez przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej, zużywaną przez to przedsiębiorstwo na potrzeby inne niż określone w ust. 5, uwzględnia się w ilości energii elektrycznej, w odniesieniu do której stosuje się stawkę jakościową.

7.

Energii elektrycznej kupowanej w celu jej magazynowania nie uwzględnia się w ilości energii elektrycznej, w odniesieniu do której stosuje się stawkę jakościową.

8.

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

9.

W przypadku odbiorców, o których mowa w § 6 ust. 3, przedsiębiorstwo energetyczne w rozliczeniach za usługi dystrybucji energii elektrycznej może stosować stawki opłat w wysokości określonej dla grupy taryfowej z rozliczeniem jednostrefowym, właściwej ze względu na poziom napięcia i wielkość sumy mocy przyłączonych odbiorników energii elektrycznej.

§ 27

1.

Opłatę za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, wyrażoną w zł za okres rozliczeniowy, oznaczoną symbolem „Opw”, w odniesieniu do przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się wytwarzaniem energii elektrycznej oblicza się według wzoru:

Opw = kos × SoSJ × Eos + kok × SoSJ × Eokw gdzie poszczególne symbole oznaczają: kos - współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustalony w sposób określony w § 26 ust. 2 pkt 1, SoSJ - stawkę jakościową wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh, Eos - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, zużytą przez odbiorców końcowych, o których mowa w § 26 ust. 2 pkt 1, kok - współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych ustalony w sposób określony w § 26 ust. 2 pkt 2, Eokw - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, zużytą przez odbiorców końcowych przyłączonych do urządzeń, instalacji lub sieci wytwórcy energii elektrycznej przyłączonego do sieci operatora systemu elektroenergetycznego oraz do sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem, z wyłączeniem odbiorców końcowych, o których mowa w § 26 ust. 2 pkt 1.

2.

Opłatę za usługi przesyłania energii elektrycznej, wyrażoną w zł za okres rozliczeniowy, oznaczoną symbolem „Opn”, w odniesieniu do przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się sprzedażą energią elektryczną lub obrotem tą energią oblicza się według wzoru:

Opn = Sr × Ewp gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Sr - stawkę rynkową wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh, Ewp - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh za okres rozliczeniowy, przeznaczoną do wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi państw niebędących członkami Unii Europejskiej, określoną w umowach sprzedaży energii elektrycznej przedkładanych do właściwego operatora.

§ 28

1.

Opłatę za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej w celu jej magazynowania, wyrażoną w zł za okres rozliczeniowy, oznaczoną symbolem „Omee”, w odniesieniu do magazynu energii elektrycznej, oblicza się według wzoru: \( O_{mee} = S_{SVn} \cdot P_p \cdot K + \sum\limits_{m = 1}^R {\left( {S_{ZVnm} \cdot {{E_{pm} } \over {\sum\nolimits_{m = 1}^R {E_{pm} } }} \cdot \max \left( {E_p

SSVn - składnik stały stawki sieciowej za okres rozliczeniowy wyrażony w zł/MW lub w zł/kW mocy umownej, Pp - moc umowną określoną dla magazynu energii elektrycznej wyrażoną w MW lub w kW, K - współczynnik pomniejszający moc umowną obliczony według wzoru określonego w ust.

4, SZVnm - składnik zmienny stawki sieciowej dla rozliczeniowej strefy czasowej m wyrażony w zł/MWh lub w zł/kWh, R - liczbę rozliczeniowych stref czasowych, Epm - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, pobranej z sieci przez magazyn energii elektrycznej w rozliczeniowej strefie czasowej m w okresie rozliczeniowym, Ep - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, pobranej z sieci przez magazyn energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym, Ew - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, wprowadzonej do sieci przez magazyn energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym.

2.

Ilość energii elektrycznej wprowadzonej do sieci przez magazyn energii elektrycznej będący częścią elektrowni szczytowo-pompowej z dopływem naturalnym oblicza się według wzoru: \( E_w = E_{ESPd} {{V_p } \over {V_c }} \) gdzie poszczególne symbole oznaczają:

EESPd - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh, wprowadzonej do sieci przez elektrownię szczytowo-pompową z dopływem naturalnym w okresie rozliczeniowym, Vp - objętość wody, wyrażoną w m3, przepompowanej przez turbiny elektrowni wodnej w okresie rozliczeniowym ustaloną na podstawie pomiaru strumienia objętości wody przepompowanej, Vc - objętość całkowitą wody, wyrażoną w m3, pobranej przez turbiny elektrowni wodnej w okresie rozliczeniowym ustaloną na podstawie pomiaru strumienia objętości wody pobranej.

3.

W przypadku gdy nie ma możliwości dokonania pomiarów objętości wody Vp i Vc w okresie przeprowadzania kalibrowania, serwisowania lub innych niezbędnych czynności eksploatacyjnych urządzeń służących do pomiaru strumienia objętości wody, ustalenia objętości wody przepompowanej i wody pobranej przez turbiny do celów, o których mowa w ust. 2, dokonuje się przy wykorzystaniu metod pośrednich zgodnie z charakterystyką energetyczną hydrozespołów.

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

4.

Współczynnik pomniejszający moc umowną oblicza się, z dokładnością do dwóch miejsc po przecinku, odrębnie dla każdego miejsca dostarczania energii elektrycznej do magazynu energii elektrycznej, według wzoru: \( K = 1 - \min \left( {{{E_w } \over {E_p }};1} \right) \) gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Ew - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, wprowadzonej do sieci przez magazyn energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym; dla magazynu energii elektrycznej będącego częścią elektrowni szczytowo-pompowej z dopływem naturalnym ilość energii wprowadzonej do sieci oblicza się według wzoru określonego w ust. 2 łącznie dla wszystkich rozliczeniowych stref czasowych, Ep - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, pobranej z sieci przez magazyn energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym.

5.

Ilości energii elektrycznej pobranej z sieci przez magazyn energii elektrycznej oraz ilości energii elektrycznej wprowadzanej do sieci przez magazyn energii elektrycznej ustala się na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych zainstalowanych na zaciskach wejściowych lub wyjściowych magazynu energii elektrycznej.

6.

Jeżeli energia elektryczna jest pobierana w miejscu dostarczania również na inne cele niż magazynowanie energii elektrycznej, ilości energii elektrycznej pobranej z sieci przez magazyn energii elektrycznej, o których mowa w ust. 5, pomniejsza się o ilości energii elektrycznej pobieranej na cele inne niż magazynowanie energii elektrycznej, które ustala się na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych.

7.

W przypadku magazynu energii elektrycznej będącego częścią jednostki wytwórczej, z wyłączeniem mikroinstalacji, ilości energii elektrycznej pobranej z sieci i wprowadzonej do sieci przez ten magazyn w okresie rozliczeniowym ustala się jako sumę energii elektrycznej pobranej z sieci i wprowadzonej do sieci, wyznaczonych dla każdego okresu rozliczenia niezbilansowania na podstawie:

§ 29

1.

Opłatę za usługi dystrybucji energii elektrycznej świadczone między operatorami systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, z których każdy ma co najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora na tym samym poziomie napięć znamionowych, wyrażoną w zł za okres rozliczeniowy, oznaczoną symbolem „Opovi”, oblicza się według wzoru: \( O_{povi} = \sum\limits_{i = 1}^{m_p } {\left( {S_{svn} \times P_{vi} + S_{zvn} \times E_{pi} } \right)} \) gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Ssvn - składnik stały stawki opłat za usługi dystrybucji energii elektrycznej wyrażony w zł/MW lub w zł/kW, Pvi - moc umowną, wyrażoną w MW lub w kW, określoną dla każdego połączenia sieci na tym samym poziomie napięć znamionowych, Szvn - składnik zmienny stawki opłat za usługi dystrybucji energii elektrycznej wyrażony w zł/MWh lub w zł/kWh, Epi - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh za okres rozliczeniowy, pobraną przez dane połączenie, określoną jako różnica między energią elektryczną pobraną i oddaną, mp - liczbę połączeń sieciowych na tym samym poziomie napięć znamionowych między operatorami systemów dystrybucyjnych.

2.

Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, który nie ma co najmniej dwóch sieciowych miejsc dostarczania energii elektrycznej połączonych siecią tego operatora, dokonuje rozliczenia opłaty za świadczone usługi dystrybucji energii elektrycznej obliczonej w sposób określony w § 25 ust. 1 z operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, który ma co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, do którego sieci jest przyłączony.

3.

W przypadku połączeń sieci dwóch operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których żaden nie ma co najmniej dwóch sieciowych miejsc dostarczania energii elektrycznej połączonych siecią tego operatora, rozliczenia opłaty za świadczone usługi dystrybucji energii elektrycznej dokonuje się w sposób określony w § 25 ust. 1, z tym że operatorem wnoszącym opłaty jest ten operator systemu dystrybucyjnego, w odniesieniu do którego ilość energii elektrycznej pobranej z sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej drugiego operatora w roku kalendarzowym poprzedzającym rok stosowania taryfy była większa.

§ 30

1.

Przedsiębiorstwa energetyczne, o których mowa w art. 52 ust. 2 pkt 2 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, różnicują ceny energii elektrycznej w odniesieniu do odbiorców końcowych i odbiorców dokonujących zakupu energii elektrycznej podlegającej odsprzedaży ze względu na koszty obowiązkowego uzyskania i umorzenia świadectw pochodzenia energii wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii lub koszty poniesionej opłaty zastępczej.

2.

Przedsiębiorstwa energetyczne, o których mowa w art. 40 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, różnicują ceny energii elektrycznej w odniesieniu do odbiorców końcowych i odbiorców dokonujących zakupu energii elektrycznej podlegającej odsprzedaży ze względu na koszty obowiązkowego zakupu energii wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii.

§ 31

1.

Podstawę do zastosowania w rozliczeniach między przedsiębiorstwem energetycznym a sprzedawcą zróżnicowanych cen energii elektrycznej, o których mowa w § 30, stanowi informacja sporządzona za dany miesiąc i przekazana sprzedawcy do 10. dnia miesiąca następującego po miesiącu, za jaki ta informacja jest sporządzana.

2.

W informacji, o której mowa w ust. 1, wskazuje się ilości energii elektrycznej zużytej na potrzeby własne i energii elektrycznej odsprzedanej odbiorcom z podziałem na miejsca dostarczania tej energii.

3.

W przypadku gdy nie ma układów pomiarowo-rozliczeniowych umożliwiających przedsiębiorstwu energetycznemu ustalenie struktury sprzedaży energii elektrycznej w strefach czasowych odbiorcom tej energii, w rozliczeniach, o których mowa w ust. 1, przyjmuje się taką strukturę sprzedaży energii elektrycznej, jaka jest ustalona w przypadku zakupu energii elektrycznej przez to przedsiębiorstwo od sprzedawcy.

4.

Ilości energii elektrycznej wskazane w informacji, o której mowa w ust. 1, zużytej na potrzeby własne przez przedsiębiorstwo energetyczne w danym okresie rozliczeniowym i energii elektrycznej odsprzedanej odbiorcom przyłączonym do sieci tego przedsiębiorstwa nie mogą być większe od ilości energii elektrycznej wykazanej przez układ pomiarowo-rozliczeniowy, na podstawie którego są dokonywane rozliczenia między tym przedsiębiorstwem a sprzedawcą.

§ 32

1.

W rozliczeniu z odbiorcami przedsiębiorstwo energetyczne świadczące odbiorcy usługę kompleksową stosuje w zakresie:

2.

Odbiorca zaliczony do grupy taryfowej, o której mowa w § 6 ust. 4, jest rozliczany za zużytą energię elektryczną według cennika sprzedawcy energii elektrycznej, z którym zawarł umowę sprzedaży energii elektrycznej lub umowę kompleksową.

§ 33Przedsiębiorstwo energetyczne powstałe w wyniku przekształceń organizacyjnych polegających

w szczególności na połączeniu przedsiębiorstw, ich podziale lub wydzieleniu z jednego przedsiębiorstwa innego przedsiębiorstwa zachowuje prawo do prowadzenia rozliczeń z odbiorcami na podstawie cen i stawek opłat ustalonych w taryfach przedsiębiorstw, które zostały przekształcone, do dnia wejścia w życie taryfy ustalonej przez to przedsiębiorstwo i zatwierdzonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, przez okres, na jaki dotychczasowa taryfa została zatwierdzona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, nie dłużej jednak niż przez okres 12 miesięcy od dnia dokonania tych przekształceń.

§ 34

1.

Rozliczeń z odbiorcami za dostarczaną energię elektryczną i świadczone usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo usługi kompleksowe dokonuje się w okresach rozliczeniowych określonych w taryfie i uzgodnionych w zawartej umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, lub umowie sprzedaży energii elektrycznej albo umowie kompleksowej.

2.

Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne ustala w taryfie kilka okresów rozliczeniowych dla danej grupy taryfowej, odbiorca ma prawo wyboru okresu rozliczeniowego oraz zmiany tego okresu, nie częściej jednak niż raz na 12 miesięcy.

3.

Okres rozliczeniowy dla odbiorców zaliczonych do grup przyłączeniowych I-IV nie może być dłuższy niż 2 miesiące, a dla odbiorców zaliczonych do V grupy przyłączeniowej

4.

Jeżeli okres rozliczeniowy jest dłuższy niż miesiąc, w tym okresie mogą być pobierane opłaty za energię elektryczną oraz opłaty za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej w wysokości określonej na podstawie prognozowanego zużycia tej energii w tym okresie, ustalonego na podstawie zużycia wyznaczonego na podstawie rzeczywistych odczytów urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych dokonanych w analogicznym okresie poprzedniego roku kalendarzowego.

5.

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

6.

Przedsiębiorstwo energetyczne zapewnia odbiorcy końcowemu możliwość dostępu do informacji dotyczących rozliczeń dokonywanych w postaci elektronicznej oraz do faktur elektronicznych.

§ 35

1.

W rozliczeniach między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego i operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego oraz między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego i wytwórcą energii elektrycznej za świadczone usługi przesyłania energii elektrycznej w części dotyczącej opłaty jakościowej operator systemu przesyłowego w rozliczeniach wstępnych może stosować wielkości prognozowanego zużycia energii elektrycznej określone na podstawie wielkości przyjętych do kalkulacji stawki jakościowej w taryfie operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

2.

W przypadku prowadzenia rozliczeń w sposób, o którym mowa w ust. 1, te rozliczenia są po zakończeniu okresu rozliczeniowego korygowane zgodnie z postanowieniami taryfy operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego na podstawie danych rzeczywistych określonych w sposób, o którym mowa w § 26 ust. 1.

§ 36W przypadku powstania nadpłaty lub niedopłaty za pobraną energię elektryczną:

§ 37

1.

Przedsiębiorstwo energetyczne, które świadczy usługi dystrybucji energii elektrycznej albo usługi kompleksowe do faktury wystawionej odbiorcy dołącza rozliczenie, które zawiera co najmniej następujące informacje:

2.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną, będące sprzedawcą z urzędu, ustalające taryfę dla energii elektrycznej, która podlega zatwierdzeniu przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, dołącza do faktury wystawianej odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwie domowym informację o strukturze procentowej kosztów, z zaokrągleniem do pełnego procenta, zawierającą:

1, powiększonej o marżę i podatek akcyzowy;

1, powiększonej o marżę i podatek akcyzowy.

3.

Do obliczenia struktury procentowej kosztów w zakresie, o którym mowa w ust. 2 pkt 2-6, stosuje się poziom kosztów i marży wskazanych w tej wersji wniosku o zatwierdzenie taryfy dla energii elektrycznej, która stanowiła podstawę zatwierdzenia tej taryfy przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

4.

Szacowany udział iloczynu ceny uprawnień do emisji oraz liczby nabywanych uprawnień w cenie hurtowej energii elektrycznej w roku dostawy, o którym mowa w ust. 2 pkt 1, oblicza się według wzoru: \( P_{EUA,y} = {{{{\sum\nolimits_{d = ds}^{dk} {RC_d^{CO2} \times VE_d } } \over {\sum\nolimits_{d = ds}^{dk} {VE_d } }} \times {{E_{y - 3}^{CO2} } \over {PE_{y - 3} }}} \over {{{\sum {p\sum\nolimits_{d = ds}^{dk} {c_{p,d} \times VE_{p,d} } } } \over {\sum\nolimits_{d = ds}^{dk} {VE_d } }}}} \) gdzie poszczególne symbole oznaczają:

PEUA,y - szacowany udział iloczynu ceny uprawnień do emisji oraz liczby nabywanych uprawnień w cenie hurtowej energii elektrycznej w roku dostawy y wyrażony w %, y - rok dostawy będący rokiem, na który została zatwierdzona obowiązująca taryfa, d - dzień roboczy, w którym obrót produktami terminowymi (typu BASE_Y, PEAK_Y, OFFPEAK_Y) w odniesieniu do energii elektrycznej dla roku dostawy y na giełdzie towarowej w rozumieniu art. 2 pkt 1 ustawy z dnia 26 października 2000 r. o giełdach towarowych (Dz. U. z 2023 r. poz. 380 i 1723), zwanej dalej „giełdą towarową”, był większy od zera, ds - pierwszy dzień roboczy roku y - 1, w którym obrót produktami terminowymi (typu BASE_Y, PEAK_Y, OFFPEAK_Y) w odniesieniu do energii elektrycznej dla roku dostawy y na giełdzie towarowej był większy od zera, dk - ostatni dzień roboczy roku y - 1, w którym obrót produktami terminowymi (typu BASE_Y, PEAK_Y, OFFPEAK_Y) w odniesieniu do energii elektrycznej dla roku dostawy y na giełdzie towarowej był większy od zera, RCdCO2 - rozliczeniową cenę uprawnień do emisji CO2 w dniu d, wyrażoną w zł/kg CO2, publikowaną przez operatora systemu przesyłowego, VEd - sumę wolumenu obrotu produktami terminowymi (typu BASE_Y, PEAK_Y, OFFPEAK_Y) w odniesieniu do energii elektrycznej dla roku dostawy y w dniu d na giełdzie towarowej wyrażoną w MWh, VEp,d - wolumen obrotu produktem terminowym (typu BASE_Y, PEAK_Y, OFFPEAK_Y) w odniesieniu do energii elektrycznej p dla roku dostawy y w dniu d na giełdzie towarowej wyrażony w MWh, Cp,d - kurs zamknięcia produktu terminowego w odniesieniu do energii elektrycznej p dla roku dostawy y w dniu d na giełdzie towarowej wyrażony w zł/MWh, ECO2y-3 - sumę emisji elektrowni cieplnych konwencjonalnych (zawodowych, bez elektrociepłowni) w Rzeczypospolitej Polskiej, wyrażoną w t CO2, publikowaną przez Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami, PEy-3 - sumę produkcji energii elektrycznej elektrowni cieplnych konwencjonalnych (zawodowych, bez elektrociepłowni) w Rzeczypospolitej Polskiej, wyrażoną w MWh, publikowaną przez Agencję Rynku Energii S.A.

§ 38

1.

Rozliczenia za dostarczaną energię elektryczną są dokonywane na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych w odniesieniu do miejsc dostarczania tej energii, określonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej. Dopuszcza się możliwość prowadzenia łącznych rozliczeń dla więcej niż jednego miejsca dostarczania energii elektrycznej.

2.

Przepisu ust. 1 zdanie pierwsze nie stosuje się do rozliczeń z odbiorcami, o których mowa w § 6 ust. 3.

3.

Ilość energii elektrycznej przyjmowana do rozliczeń z odbiorcami, o których mowa w § 6 ust. 3, jest określona w zawartej umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej na podstawie wielkości mocy przyłączonych odbiorników energii elektrycznej i czasu trwania poboru tej energii.

§ 39

1.

W przypadku stwierdzenia błędów w pomiarze lub odczycie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego lub innych nieprawidłowości, które spowodowały zawyżenie albo zaniżenie należności za pobraną energię elektryczną, przedsiębiorstwo energetyczne dokonuje korekty wystawionych faktur.

2.

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

3.

Nadpłatę wynikającą z wyliczonej korekty, o której mowa w ust. 1, zalicza się na poczet płatności ustalonych na najbliższy okres rozliczeniowy, chyba że odbiorca zażąda zwrotu tej nadpłaty.

§ 40

1.

Podstawę wyliczenia wielkości korekty faktur, o których mowa w § 39 ust. 1, stanowi wielkość błędu odczytu lub wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego.

2.

Jeżeli ustalenie wielkości błędu, o którym mowa w ust. 1, jest niemożliwe, podstawę wyliczenia wielkości korekty faktur, o których mowa w § 39 ust. 1, stanowi średnia liczba jednostek energii elektrycznej za okres doby, obliczona na podstawie sumy jednostek energii elektrycznej prawidłowo wykazanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy w poprzednim okresie rozliczeniowym pomnożona przez liczbę dni okresu, którego dotyczy korekta tych faktur.

3.

Jeżeli nie można ustalić średniego dobowego zużycia energii elektrycznej na podstawie poprzedniego okresu rozliczeniowego, podstawę wyliczenia wielkości korekty faktur, o których mowa w § 39 ust. 1, stanowi wskazanie układu pomiarowo-rozliczeniowego z następnego okresu rozliczeniowego.

4.

W przypadkach, o których mowa w ust. 2 i 3, obliczenia wielkości korekty faktur, o których mowa w § 39 ust. 1, dokonuje się z uwzględnieniem sezonowości poboru energii elektrycznej oraz innych udokumentowanych okoliczności mających wpływ na wielkość poboru tej energii.

§ 41

1.

W przypadku niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego będącego własnością odbiorcy, w wyniku którego zużycie energii elektrycznej było nieprawidłowo rejestrowane dłużej niż przez trzy miesiące, do rozliczeń przyjmuje się średniodobowe zużycie energii elektrycznej w porównywalnym okresie rozliczeniowym pomnożone przez liczbę dni, podczas których ten element układu był niesprawny, oraz stawki opłat z grupy taryfowej, do której był zaliczony odbiorca, chyba że umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub umowa sprzedaży energii elektrycznej albo umowa kompleksowa stanowią inaczej.

2.

W przypadku niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego będącego własnością odbiorcy, która uniemożliwia określenie ilości pobranej mocy maksymalnej, o której mowa w § 48, dłużej niż przez trzy miesiące, w rozliczeniach za zużycie tej mocy przyjmuje się wartości mocy przyłączeniowej, chyba że umowa sprzedaży lub umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa stanowią inaczej.

3.

W przypadku trwającej dłużej niż jeden okres rozliczeniowy niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego, będącego własnością odbiorcy, która uniemożliwia określenie ilości pobranej energii elektrycznej w strefach, do rozliczenia stosuje się stawki opłat z grupy taryfowej, według której jest możliwe dokonywanie rozliczeń na podstawie wskazań sprawnego urządzenia pomiarowo-rozliczeniowego.

4.

W przypadku niesprawności, o której mowa w ust. 3, trwającej krócej niż jeden okres rozliczeniowy lub w przypadku niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego będącego własnością przedsiębiorstwa energetycznego, ilość energii elektrycznej pobranej w poszczególnych strefach czasowych doby ustala się analogicznie do zużycia w tych strefach w porównywalnym okresie rozliczeniowym.

5.

Przepisów ust. 1-4 nie stosuje się, jeżeli istnieje rezerwowy układ pomiarowo-rozliczeniowy będący własnością przedsiębiorstwa energetycznego lub odbiorcy. W takim przypadku do rozliczeń przyjmuje się wskazania rezerwowego układu pomiarowo-rozliczeniowego.

§ 42

1.

Za niedotrzymanie dopuszczalnych poziomów odchyleń napięcia od napięcia znamionowego, określonych w odrębnych przepisach, oblicza się bonifikatę, wyrażoną w zł, oznaczoną symbolem „WUT”:

ΔU - wartość odchylenia napięcia od określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego wyrażoną w %, AT - ilość energii elektrycznej dostarczoną odbiorcy w okresie doby wyrażoną w jednostkach energii, CT - cenę energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującą w okresie, w którym nastąpiło odchylenie napięcia od dopuszczalnych poziomów odchyleń napięcia od napięcia znamionowego, określonych w odrębnych przepisach, wyrażonych w zł za jednostkę energii;

WUT = AT × CT + brT × tT gdzie poszczególne symbole oznaczają:

AT - ilość energii elektrycznej dostarczoną odbiorcy w okresie doby wyrażoną w jednostkach energii, CT - cenę energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującą w okresie, w którym nastąpiło odchylenie napięcia od dopuszczalnych poziomów odchyleń napięcia od napięcia znamionowego, określonych w odrębnych przepisach, wyrażonych w zł za jednostkę energii, brT - ustaloną w taryfie bonifikatę za niedotrzymanie poziomu napięcia w zakresie określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego w okresie doby wyrażoną w zł za godzinę, tT - łączny czas niedotrzymania poziomu napięcia w zakresie dopuszczalnych poziomów odchyleń napięcia od napięcia znamionowego, określonych w odrębnych przepisach, w okresie doby, wyrażony w godzinach.

2.

W przypadku gdy w danym okresie nie były dotrzymane parametry jakościowe energii elektrycznej, a wskazania układu pomiarowo-rozliczeniowego uniemożliwiają określenie ilości energii elektrycznej dostarczonej odbiorcy, ilość tej energii ustala się na podstawie poboru energii elektrycznej w analogicznym okresie rozliczeniowym tego samego dnia tygodnia w poprzednim tygodniu oraz proporcji liczby godzin, w których parametry jakościowe dostarczanej energii elektrycznej nie zostały dotrzymane, do całkowitej liczby godzin dostarczania energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym.

§ 43

1.

Za każdą niedostarczoną jednostkę energii elektrycznej odbiorcy końcowemu przyłączonemu do sieci:

2.

Ilość niedostarczonej energii elektrycznej w dniu, w którym miała miejsce przerwa w jej dostarczaniu, ustala się na podstawie poboru tej energii tego samego dnia w poprzednim tygodniu, z uwzględnieniem czasu dopuszczalnych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej określonych w zawartej umowie sprzedaży energii elektrycznej lub w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej lub w odrębnych przepisach.

§ 44W przypadku niedotrzymania przez przedsiębiorstwo energetyczne standardów jakościowych

obsługi odbiorców, chyba że zawarta umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa stanowią inaczej, odbiorcom energii elektrycznej przysługują bonifikaty w następującej wysokości:

U. poz. 226), które weszło w życie z dniem 3 lutego 2023 r.) 1/250 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za każdy dzień zwłoki w przypadku przekroczenia czternastodniowego terminu na udzielenie odpowiedzi na wniosek lub reklamację odbiorcy w sprawie zasad rozliczeń;

U. poz. 226), które weszło w życie z dniem 3 lutego 2023 r.) 1/250 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za każdy dzień zwłoki w przypadku przekroczenia czternastodniowego terminu na sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego lub terminu na laboratoryjne sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego;

§ 45

1.

Odbiorcom za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi tych odbiorców oraz parametrów jakościowych energii elektrycznej określonych w odrębnych przepisach przysługują bonifikaty w wysokości określonej w taryfie lub umowie sprzedaży energii elektrycznej lub umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowie kompleksowej.

2.

Przedsiębiorstwo energetyczne udziela odbiorcom bonifikat, o których mowa w ust. 1, w terminie 30 dni od:

3.

Przedsiębiorstwo energetyczne, z którym odbiorca zawarł umowę o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowę kompleksową, zamieszcza na fakturze informację o dopuszczalnym czasie przerw w dostarczaniu energii elektrycznej.

4.

Przedsiębiorstwo energetyczne, z którym odbiorca zawarł umowę o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowę kompleksową, uwzględnia udzieloną bonifikatę w rozliczeniach za najbliższy okres rozliczeniowy.

§ 46

1.

Jeżeli podmiot pobiera energię elektryczną bez zawarcia umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowy sprzedaży energii elektrycznej, albo umowy kompleksowej, przedsiębiorstwo energetyczne świadczące usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub usługi kompleksowe może obciążyć ten podmiot opłatami w wysokości pięciokrotności stawek opłat określonych w taryfie dla jednostrefowej grupy taryfowej, do której ten podmiot byłby zaliczony, na podstawie kryteriów określonych w § 6 ust. 1, oraz w wysokości pięciokrotności cen energii elektrycznej, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, przyjmując taką ilość energii elektrycznej, która wynika z rzeczywistej możliwości pobrania energii elektrycznej przez ten podmiot wynikającej z mocy i rodzaju odbiorników energii elektrycznej zainstalowanych u tego podmiotu.

2.

Jeżeli energia elektryczna jest pobierana przez odbiorcę z całkowitym lub częściowym pominięciem układu pomiarowo-rozliczeniowego lub przez ingerencję w ten układ, która ma wpływ na zafałszowanie pomiarów dokonywanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy, przedsiębiorstwo energetyczne może obciążyć tego odbiorcę opłatami w przypadku gdy:

3.

Opłaty, o których mowa w ust. 2 pkt 1, oblicza się dla okresu nieobjętego przedawnieniem, w którym zostało stwierdzone nielegalne pobieranie energii elektrycznej przez odbiorcę.

4.

Ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 i ust. 2 pkt 2, nie mogą być większe od ryczałtowych ilości zużycia energii elektrycznej określonych w taryfach.

5.

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

§ 47

1.

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

2.

Rozliczeniami za pobór energii biernej są objęci odbiorcy zasilani z sieci średniego, wysokiego i najwyższego napięcia. Takimi rozliczeniami mogą być objęci także odbiorcy zasilani z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV.

3.

Opłacie podlega w okresie rozliczeniowym:

2)