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

Dziennik Ustaw

Dz.U.2004.105.1114

Akt utracił moc

Wersja od: 4 maja 2004 r.

Rozdział  3

Szczegółowe zasady kalkulacji cen i stawek opłat

§  10.

1. Koszty uzasadnione prowadzenia przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej oraz obrotu tą energią określa się na podstawie:

1) planowanych rocznych kosztów prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną, w tym kosztów finansowych związanych z obsługą kredytów bankowych, z wyłączeniem odsetek i opłat za nieterminowe realizowanie zobowiązań;

2) planowanych rocznych kosztów modernizacji i rozwoju oraz kosztów realizacji inwestycji z zakresu ochrony środowiska i związanych z tym kosztów finansowych.

2. Sposób zaliczania kosztów, o których mowa w ust. 1, do poszczególnych grup taryfowych nie może ulegać zmianie w okresie regulacji. Dokonanie takich zmian może nastąpić wyłącznie w celu eliminowania subsydiowania skrośnego.

§  11.

1. Koszty, o których mowa w § 10 ust. 1 pkt 1, ustala się zgodnie z art. 44 i 45 ustawy w sposób umożliwiający ustalenie kosztów stałych i kosztów zmiennych planowanych przez przedsiębiorstwo energetyczne dla poszczególnych rodzajów działalności gospodarczej, z uwzględnieniem źródeł tych kosztów.

2. Podstawą oceny kosztów, o których mowa w ust. 1, są planowane wielkości, o których mowa w ust. 3, i koszty poniesione w roku kalendarzowym poprzedzającym pierwszy rok okresu regulacji, określane na podstawie sprawozdania finansowego, zbadanego zgodnie z przepisami o rachunkowości.

3. Koszty, o których mowa w ust. 1, określa się, przyjmując ustalone dla pierwszego roku okresu regulacji planowane wielkości, w tym ilość sprzedanej energii elektrycznej i wielkość mocy umownej.

§  12.

1. Koszty wynikające z inwestycji modernizacyjnych, rozwojowych i z zakresu ochrony środowiska, o których mowa w § 10 ust. 1 pkt 2, ustala się jako roczne koszty związane z eksploatacją urządzeń i instalacji, przekazywanych do eksploatacji po zakończeniu tych inwestycji.

2. Koszty, o których mowa w ust. 1, przedsiębiorstwo energetyczne ustala na podstawie obowiązującego dla przedsiębiorstwa planu inwestycji oraz określonego w tym planie sposobu finansowania i harmonogramu realizacji poszczególnych przedsięwzięć inwestycyjnych w zakresie:

1) wytwarzania energii elektrycznej - planu inwestycji rozwojowych, modernizacyjnych i związanych z ochroną środowiska, dla źródeł energii elektrycznej;

2) przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej - planu rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy.

3. Koszty związane z eksploatacją urządzeń i instalacji przekazywanych do eksploatacji w wyniku inwestycji rozwojowych, modernizacyjnych i z zakresu ochrony środowiska, o których mowa w ust. 1 i 2, obejmują w szczególności:

1) odpisy amortyzacyjne, obliczone zgodnie z obowiązującymi przepisami dla środków trwałych przekazywanych do eksploatacji w wyniku inwestycji rozwojowych, modernizacyjnych i z zakresu ochrony środowiska;

2) odsetki od kredytów zaciągniętych na realizację tych inwestycji oraz koszty finansowe związane z obsługą tych kredytów;

3) koszty kalkulacyjne, związane z eksploatacją nowych urządzeń i instalacji w zakresie kosztów robocizny, zużycia materiałów, paliw, energii, wody, usuwania odpadów, transportu, remontów i innych kosztów, wynikających z rodzaju urządzeń i instalacji oraz warunków ich pracy.

§  13.

1. Koszty wspólne dla wszystkich lub kilku grup taryfowych oraz koszty wspólne dla wszystkich lub kilku rodzajów prowadzonej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, w tym koszty modernizacji i rozwoju oraz ochrony środowiska, dzieli się na poszczególne grupy taryfowe i na poszczególne rodzaje prowadzonej działalności gospodarczej, zgodnie z przyjętą w przedsiębiorstwie metodą podziału kosztów i zachowaniem należytej staranności w sposobie zaliczania tych kosztów do poszczególnych grup taryfowych.

2. Przedsiębiorstwo energetyczne, w okresie regulacji, nie może dokonać zmiany metody podziału kosztów wspólnych i zmiany podziału odbiorców na grupy taryfowe. Dokonanie zmiany metody podziału kosztów wspólnych może nastąpić wyłącznie w celu eliminowania subsydiowania skrośnego.

3. Koszty stanowiące podstawę kalkulacji cen i stawek opłat ustalonych w taryfie mogą obejmować koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwo energetyczne przedsięwzięć i usług, o których mowa w art. 45 ust. 2 i 3 ustawy.

§  14.

1. Wytwórca kalkuluje, z zastrzeżeniem § 15, ustalone w taryfie:

1) ceny energii elektrycznej - na podstawie sumy jednostkowych kosztów stałych i jednostkowych kosztów zmiennych, ustalonych w sposób określony w ust. 3 i 4, wyrażone w złotych za MWh;

2) stawki opłat za rezerwy mocy - na podstawie jednostkowych kosztów stałych, ustalonych w sposób określony w ust. 3, wyrażone w złotych za MW za godzinę;

3) stawki opłat za usługi systemowe - na podstawie kosztów uzasadnionych stałych i zmiennych świadczenia tych usług, wynikających ze zwiększenia kosztów ponad koszty produkcji energii elektrycznej, o których mowa w pkt 1 i 2.

2. Stawki opłat, o których mowa w ust. 1 pkt 3, mogą być kalkulowane z podziałem na:

1) składnik stały - za utrzymanie gotowości do świadczenia poszczególnych rodzajów usług systemowych, wyrażony w złotych za godzinę, lub miesiąc lub w złotych za MW za godzinę, lub złotych za MW za miesiąc;

2) składnik zmienny - za świadczenie usług systemowych, wyrażony w złotych za MWh.

3. Jednostkowe koszty stałe oblicza się według wzoru:

wzór

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

k_js - jednostkowe koszty stałe [w zł/MWh];

K_sp - koszty stałe planowane na rok obowiązywania taryfy, ustalone dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, dla których są kalkulowane ceny i stawki opłat, ustalone na podstawie kosztów uzasadnionych eksploatacji tych jednostek oraz kosztów uzasadnionych wynikających z nakładów na rozwój i modernizację tych jednostek, z wyłączeniem kosztów wymienionych w ust. 4 [w zł];

P_dwi - moc dyspozycyjną planowaną na każdą godzinę dla danej jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, wykorzystaną do produkcji energii elektrycznej sprzedawanej w danym roku obowiązywania taryfy [w MWh];

P_dri - moc dyspozycyjną jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, planowaną do sprzedaży jako rezerwa mocy w poszczególnych godzinach, w danym roku obowiązywania taryfy [w MWh];

n - liczbę godzin, planowaną odpowiednio do mocy dyspozycyjnej oznaczonej symbolem "P_dwi" albo mocy dyspozycyjnej, oznaczonej symbolem "P_dri", w danym roku obowiązywania taryfy.

4. Jednostkowe koszty zmienne oblicza się według wzoru:

K_zp+ K_ze + K_zw

k_jz = ----------------

E_jw

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

k_jz - jednostkowe koszty zmienne [w zł/MWh];

K - koszty paliwa łącznie z kosztami jego transportu i składowania, planowanego do zużycia w danym roku obowiązywania taryfy dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek [w zł];

K_ze - koszty opłat za gospodarcze korzystanie ze środowiska przyrodniczego oraz składowanie odpadów paleniskowych, planowane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek w danym roku obowiązywania taryfy [w zł];

K_zw - pozostałe koszty zmienne planowane dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek w danym roku obowiązywania taryfy [w zł];

E_jw - ilość energii elektrycznej planowaną do sprzedaży, a wytworzoną przez jednostkę wytwórczą lub grupę takich jednostek, w danym roku obowiązywania taryfy [w MWh].

§  15.

1. Cenę energii elektrycznej wytworzonej przez skojarzone źródło energii oblicza się według wzoru:

C_s = C_k x [1 +(RPI_n-1 - X_n) / 100]

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

C_s - cenę energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, ustaloną na dany rok obowiązywania taryfy [w zł/MWh];

C_k - średnią cenę energii elektrycznej wytworzonej w krajowym systemie elektroenergetycznym w jednostkach wytwórczych kondensacyjnych, w roku kalendarzowym poprzedzającym rok obowiązywania taryfy [w zł/MWh];

RPI_n-1 - średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem w roku kalendarzowym poprzedzającym rok obowiązywania taryfy, określony w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej "Monitor Polski" [w %];

X_n - współczynnik korekcyjny, określający projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków prowadzenia przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej w danym roku obowiązywania taryfy [w %]. Współczynnik korekcyjny na pierwszy rok okresu regulacji uwzględnia się w cenie energii elektrycznej.

2. Przez skojarzone źródło energii, o którym mowa w ust. 1, rozumie się jednostkę wytwórczą wytwarzającą energię elektryczną i ciepło ze sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną i ciepło łącznie co najmniej 70 %, obliczoną jako średnioroczna w roku kalendarzowym poprzedzającym rok wprowadzenia do stosowania taryfy dla energii elektrycznej wytwarzanej w tej jednostce. W przypadku nowo budowanych jednostek wytwórczych sprawność przemiany, dla pierwszego roku obowiązywania taryfy dla tych jednostek, oblicza się na podstawie wielkości planowanych.

3. Średnią cenę energii elektrycznej wytworzonej w krajowym systemie elektroenergetycznym w jednostkach wytwórczych kondensacyjnych C_k, o której mowa w ust. 1, oblicza się jako iloraz przychodów ze sprzedaży tej energii oraz ilości sprzedanej energii elektrycznej; do obliczeń tych stosuje się dane statystyczne publikowane przez Główny Urząd Statystyczny lub inną upoważnioną jednostkę.

4. Cenę energii elektrycznej wytworzonej przez jednostkę wytwórczą lub grupę takich jednostek w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, ze sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną i ciepło mniejszą niż 70 %, obliczoną jako średnioroczną w danym roku obowiązywania taryfy, ustala się w taryfie w sposób określony w § 14.

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

§  16.

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

1) jednostkę mocy przyłączeniowej lub

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

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

3. Stawki opłat za przyłączenie do sieci, o których mowa w ust. 1, różnicuje się w zależności od rodzaju elementów stosowanych do budowy odcinków sieci służących do przyłączenia podmiotów oraz standardów jakościowych dostarczanej energii elektrycznej.

§  17.

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

1) sieciowe;

2) systemowe;

3) rozliczeniowe.

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

1) jakościowy;

2) rekompensujący;

3) wyrównawczy.

§  18.

1. Stawki sieciowe, o których mowa w § 17 ust. 1 pkt 1, kalkuluje się z uwzględnieniem podziału sieci na następujące poziomy napięć znamionowych:

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

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

3) wysokie - obejmujące napięcie znamionowe 110 kV;

4) najwyższe - obejmujące napięcia znamionowe wyższe niż 110 kV.

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

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

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

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

§  19.

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

1) eksploatacji sieci danego poziomu napięć znamionowych;

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

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

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

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

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

1) zakupu energii elektrycznej w ilości niezbędnej do pokrycia różnicy między ilością energii elektrycznej wprowadzanej do sieci danego poziomu napięć znamionowych a ilością energii pobranej z tej sieci przez odbiorców i przesłanej do sieci innych poziomów napięć znamionowych;

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

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

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

K_SVn

S_SVn = ------

P_Vn

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

S_SVn - składnik stały stawki sieciowej [w zł za MW];

K_SVn - sumę kosztów stałych, o których mowa w ust. 1;

P_Vn - sumę mocy umownych pobieranych przez odbiorców, w tym innych operatorów z sieci o poziomie napięcia znamionowego V_n.

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

K_ZVn

S_ZVn = ------

E_Vn

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

S_ZVn - składnik zmienny stawki sieciowej [w zł za MWh];

K_ZVn - sumę kosztów zmiennych, o których mowa w ust. 2;

E_Vn - sumę energii elektrycznej pobranej z sieci o poziomie napięcia znamionowego V_n przez odbiorców przyłączonych na tym poziomie napięć znamionowych, w tym operatorów, oraz przesłanej do sieci innych poziomów napięć znamionowych.

§  20.

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

K_SJ

S_oSJ = -----

E_S

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

S_oSJ - składnik jakościowy stawki systemowej [w zł za MWh];

K_SJ - koszty utrzymania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej;

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

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

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

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

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

K_SS

S_oSS = -----

E_S

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

S_oSS - składnik rekompensujący stawki systemowej [w zł za MWh];

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

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

4. Koszty oznaczone symbolem "K_SS", o których mowa w ust. 3, kalkuluje się według wzoru:

n

K_SS = Σ Ο_Rei

i=1

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

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

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

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

K_SW

S_oSW = -----

E_S

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

S_oSW - składnik wyrównawczy stawki systemowej [w zł za MWh];

K_SW - koszty usług dodatkowych polegających na utrzymywaniu wymaganego stanu krajowego systemu elektroenergetycznego, świadczonych przez zarządcę kontraktów, o którym mowa w § 29, na rzecz operatora systemu przesyłowego poprzez wykonanie postanowień umów sprzedaży mocy i energii elektrycznej umożliwiających realizację przedsięwzięć inwestycyjnych, o których mowa w art. 45 ust. 1a ustawy, zwanych dalej "umowami długoterminowymi", kalkulowane w sposób określony w ust. 6;

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

6. Koszty usług dodatkowych, o których mowa w ust. 5, kalkuluje się jako roczne koszty wynikające z nakładów inwestycyjnych ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne, o których mowa w art. 45 ust. 1a ustawy, określone jako suma różnic między zweryfikowanymi planowanymi płatnościami wynikającymi z umów długoterminowych a planowanymi przychodami ze sprzedaży mocy i energii elektrycznej, obliczane według wzoru:

K_SW = (C_KD - C_TH) x E_KD

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_SW - koszty usług dodatkowych, o których mowa w ust. 5;

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

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

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

§  21.

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

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

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

§  22.

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

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

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

1) przerwanie i wznowienie dostarczania energii elektrycznej;

2) sprawdzenie prawidłowości wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego;

3) usługi pogotowia technicznego.

§  23.

1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną kalkuluje ceny energii elektrycznej na podstawie kosztów uzasadnionych zakupu tej energii oraz własnych kosztów uzasadnionych prowadzonej działalności w zakresie obrotu energią elektryczną.

2. Koszty uzasadnione zakupu energii elektrycznej obejmują koszty zakupionej energii z zachowaniem zasad konkurencji i minimalizacji kosztów jej zakupu oraz kosztów zakupionych usług przesyłowych, jeżeli tak stanowi umowa sprzedaży energii elektrycznej.

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

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

2) finansowych.

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

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

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

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

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

§  26.

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

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

Cw_n ≤ Cw_n-1 x [1 + (RPI_n-1 - X_n)/100]

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Cw_n - cenę wskaźnikową dla danego rodzaju działalności gospodarczej w danym roku okresu regulacji;

Cw_n-1 - cenę wskaźnikową dla danego rodzaju działalności gospodarczej w roku poprzedzającym dany rok okresu regulacji;

RPI_n-1 - średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem, w poprzednim roku kalendarzowym, określony w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej "Monitor Polski" [w %];

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

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

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

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

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

1) za nielegalny pobór energii elektrycznej;

2) za niedotrzymanie warunków umów.

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

1) za przyłączenie do sieci;

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

3) za nielegalny pobór energii elektrycznej.

§  27.

1. Jeżeli ochrona interesów odbiorców wymaga subsydiowania niektórych grup taryfowych, przedsiębiorstwo energetyczne może ustalić ceny i stawki opłat dla subsydiowanych grup taryfowych, których poziom nie może być wyższy, w stosunku do ostatnio stosowanych cen i stawek opłat, o więcej niż 3 punkty procentowe ponad średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem w poprzednim roku kalendarzowym, określony w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej "Monitor Polski", z zastrzeżeniem ust. 2.

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

§  28.

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

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

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