Rozdział 3 - Sposób kalkulacji cen i stawek opłat - Sposób kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposób rozliczeń w obrocie energią elektryczną.

Dziennik Ustaw

Dz.U.2022.2505

Akt obowiązujący

Wersja od: 19 września 2023 r.

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 "k_js", oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_sp - 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,

P_dwi - 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,

P_dri - 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 "P_dwi" albo do mocy dyspozycyjnej oznaczonej symbolem "P_dri", w każdym roku okresu regulacji.

4. Jednostkowe koszty zmienne, oznaczone symbolem "k_jz", oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_zp - 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,

K_ze - 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,

K_zw - pozostałe koszty zmienne, wyrażone w zł, planowane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek w każdym roku okresu regulacji,

E_jw - 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 2022 r. poz. 1378, 1383 i 2370), jako energię elektryczną pobraną w miejscu dostarczania tej energii, przyjmowaną do kalkulacji i prowadzenia rozliczeń w zakresie składnika zmiennego stawki sieciowej za świadczone usługi dystrybucji energii elektrycznej, przyjmuje się energię sumarycznie zbilansowaną, o której mowa w art. 4 ust. 2b ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, gdy wynik tego bilansowania jest większy od zera.

§  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 "S_SVn", 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:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_SVn - 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,

P_Vn - 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:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_SVn - 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,

n_G - 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 "S_ZVn", wyrażony w zł/MWh lub w zł/kWh, kalkuluje się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_ZVn - 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,

E_Vn - 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 "S_oSJ", wyrażone w zł/MWh lub w zł/kWh, kalkuluje się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_SJ - koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej dla każdego roku okresu regulacji,

E_SJ - 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 "S_r", wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh, kalkuluje się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_r - koszty uzasadnione, o których mowa w ust. 1,

E_zk - 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);

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:

Kw_n ≤ Kw_n-1 × [1 + (RPI - X_n)/100]

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Kw_n, Kw_n-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 "Kw_n-1" są równe kosztom z roku poprzedzającego rok, w którym taryfa jest przedkładana do zatwierdzenia,

X_n - 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:

Cw_n ≤ Cw_n-1 × [1 + Y_n /100]

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Cw_n, Cw_n-1 - ceny wskaźnikowe dla danego rodzaju wykonywanej działalności gospodarczej, które ustala się w sposób określony w ust. 3,

Y_n - 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 (Cw_n) lub cen energii elektrycznej z roku poprzedzającego dany rok okresu regulacji (Cw_n-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 (Cw_n) lub stawek opłat z roku poprzedzającego dany rok okresu regulacji (Cw_n-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 opłat;

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

3) z opłat za usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy;

4) z wykonania umowy, o której mowa w art. 9h ust. 3 pkt 2 ustawy, i z wykonania czynności wynikających z decyzji, o której mowa w art. 9h ust. 9 ustawy;

5) z przekazywania danych pomiarowych innym przedsiębiorstwom energetycznym, w szczególności na potrzeby rozliczeń na rynku bilansującym oraz realizacji procedury zmiany sprzedawcy.

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

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

1) za nielegalny pobór energii elektrycznej;

2) z tytułu wykonywania czynności dotyczących wznowienia dostarczania energii elektrycznej, jeżeli wstrzymanie dostarczania tej energii nastąpiło z przyczyn, o których mowa w art. 6b ust. 1, 2 i 4 ustawy.

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

§  23. 

1. Saldo konta regulacyjnego oblicza się według wzoru:

KR_n = (O_{dp n-2} - O_{dr n-2})

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

KR_n - saldo konta regulacyjnego dla taryfy na rok okresu regulacji "n" wyrażone w zł,

O_{dp 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,

O_{dr 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".