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.2007.128.895

Akt utracił moc

Wersja od: 21 grudnia 2009 r.

Rozdział  3

Szczegółowe zasady kalkulacji cen i stawek opłat

§ 9. Ceny lub stawki opłat zawarte w taryfie kalkuluje się na okres 12 miesięcy kalendarzowych.

§ 10. Koszty uzasadnione uwzględniane w kalkulacji cen lub stawek opłat, o których mowa w § 9, dla wykonywanej działalności gospodarczej w zakresie:

1) wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej - stanowią planowane, dla danego roku, uzasadnione koszty przedsiębiorstwa energetycznego, uwzględniające uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą;

2) obrotu energią elektryczną - stanowią planowane dla danego roku uzasadnione koszty, o których mowa w § 21.

§  11.

1. Koszty, o których mowa w § 10, ustala się:

1) zgodnie z art. 44 i 45 ustawy oraz zasadami ewidencji kosztów określonymi w przepisach o rachunkowości;

2) na podstawie planowanych, dla każdego roku okresu regulacji, ilości energii elektrycznej przewidywanych do sprzedaży, wytworzenia, przesłania lub dystrybucji, a także wielkości mocy umownej.

2. Podstawą oceny:

1) kosztów, o których mowa w ust. 1, są porównywalne koszty poniesione przez przedsiębiorstwo energetyczne w roku kalendarzowym poprzedzającym rok ustalania taryfy, określone na podstawie sprawozdań finansowych dla poszczególnych rodzajów wykonywanej działalności gospodarczej, o których mowa w art. 44 ust. 2 ustawy;

2) ilości, o których mowa w ust. 1 pkt 2, są ilości wynikające z poprzednich okresów.

3. Podstawą oceny kosztów, o których mowa w ust. 1, mogą być porównywalne koszty wykonywania działalności gospodarczej w przedsiębiorstwach energetycznych wykonujących tego samego rodzaju działalność gospodarczą o zbliżonych warunkach jej wykonywania.

§  12.

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 przedsiębiorstwie metodą podziału kosztów. Przyjęta metoda podziału kosztów powinna zapewnić podział kosztów odpowiadających zaangażowaniu zasobów przedsiębiorstwa w zaopatrzenie w energię elektryczną odbiorców z poszczególnych grup taryfowych.

2. Metoda podziału kosztów, zasady ewidencji kosztów oraz podział odbiorców na grupy taryfowe nie mogą ulec zmianie w okresie regulacji.

§  13.

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 [w zł/MWh lub zł/kWh];

2) stawki opłat za rezerwy mocy - na podstawie jednostkowych kosztów stałych, ustalonych w sposób określony w ust. 3 [w zł/MW/h lub 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, 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 zł/h lub zł/miesiąc lub w zł/MW/h lub zł/kW/h lub zł/MW/miesiąc lub zł/kW/miesiąc;

2) składnik zmienny - za świadczenie usług systemowych, wyrażony w zł/MWh lub zł/kWh.

3. Jednostkowe koszty stałe, oznaczone symbolem "k_js", oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_sp - koszty stałe planowane dla każdego roku okresu regulacji, ustalone dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, z wyłączeniem kosztów, o których mowa 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, planowaną do sprzedaży w każdym roku okresu regulacji [w MW/h lub kW/h];

P_dri - moc dyspozycyjną jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, planowaną do sprzedaży jako rezerwa mocy w poszczególnych godzinach, w każdym roku okresu regulacji [w MW/h lub kW/h];

n - liczbę godzin, planowaną dla mocy dyspozycyjnej, oznaczonej symbolem "P_dwi", albo dla mocy dyspozycyjnej oznaczonej symbolem "P_dri", w każdym roku okresu regulacji.

4. Jednostkowe koszty zmienne, oznaczone symbolem "k_jz" [w zł/MWh lub zł/kWh] oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_zp - koszty paliwa łącznie z kosztami jego transportu i składowania, planowanego do zużycia w każdym roku okresu regulacji, dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek [w zł];

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

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

E_jw - ilość energii elektrycznej, planowaną do sprzedaży, a wytworzoną przez jednostkę wytwórczą lub grupę takich jednostek, w każdym roku okresu regulacji [w MWh lub kWh].

§  14.

1. 1 Opłaty za przyłączenie do sieci ustala się dla podmiotów zaliczanych 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 i 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 na zasadach określonych w art. 7 ust. 8 pkt 2 ustawy oraz w zależności od rodzaju stawki odpowiednio do wielkości mocy przyłączeniowej, długości odcinka sieci służącego do przyłączenia lub rodzaju tego odcinka (napowietrzne lub kablowe).

2. Stawki opłat, o których mowa w ust. 1 pkt 2, dla 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 ich 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 jej funkcjonalnie oddzielne szafki złączowe i pomiarowe lub szafki pomiarowe.

4. Przepisów ust. 2 pkt 2 nie stosuje się do przyłączy kablowych w budynkach wielolokalowych, w których lokalizacja układów pomiarowo-rozliczeniowych nie pokrywa się z lokalizacją złączy kablowych.

5. 2 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, a także koszty uzyskania praw do nieruchomości oraz zajęcia terenu, niezbędnych do budowy lub eksploatacji urządzeń.

6. W nakładach, o których mowa w art. 7 ust. 8 ustawy, uwzględnia się także wydatki ponoszone na budowę odcinków sieci, od miejsca przyłączenia do miejsca rozgraniczenia własności instalacji, urządzeń lub sieci, określonych w umowie o przyłączenie do sieci.

7. Przyłączany podmiot może wybrać rodzaj przyłącza - kablowe lub napowietrzne, o ile jest on możliwy do realizacji ze względów technicznych.

8. W przypadku obiektów wymagających wielostronnego układu zasilania opłatę za przyłączenie ustala się w sposób określony w ust. 1-6, z wyjątkiem zasilania rezerwowego. W przypadku zasilania rezerwowego opłatę ustala się na podstawie rzeczywistych nakładów.

9. 3 Za zwiększenie mocy przyłączeniowej, dokonywanej na wniosek danego podmiotu zakwalifikowanego do:

1) 4 grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1 pkt 1 - pobiera się opłatę ustalaną stosownie do ust. 1 pkt 1;

2) grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1 pkt 2 - pobiera się opłatę stanowiącą iloczyn stawki opłaty ustalonej w taryfie i przyrostu mocy przyłączeniowej.

10. Za wymianę lub przebudowę przyłącza bez zwiększenia mocy przyłączeniowej, dokonywaną na wniosek przyłączonego podmiotu, opłatę ustala się na podstawie rzeczywistych nakładów z tym związanych.

§  15.

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

1) przesyłania energii elektrycznej;

2) korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego;

3) prowadzenia rozliczeń dla zgłaszających umowy sprzedaży.

2. 5 Stawki opłat przesyłowych, o których mowa w ust. 1 pkt 2, zwane dalej "stawkami jakościowymi", kalkuluje się jako jednoskładnikowe.

3. Stawki opłat przesyłowych, o których mowa w ust. 1 pkt 3, kalkuluje się z podziałem na stawkę:

1) rozliczeniową;

2) rynkową.

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

1) dystrybucji energii elektrycznej;

2) korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego.

5. Stawki opłat dystrybucyjnych, o których mowa w ust. 4 pkt 2, kalkuluje się jako jednoskładnikowe, na podstawie kosztów zakupu usług przesyłania od operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego w części dotyczącej korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego.

6. 6 Stawki opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i ust. 4 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 - obliczany w odniesieniu do układu pomiarowo-rozliczeniowego;

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

§  16.

1. Stawki opłat przesyłowych, o których mowa w § 15 ust. 1 pkt 1, kalkuluje się dla sieci przesyłowych elektroenergetycznych.

2. Stawki opłat dystrybucyjnych, o których mowa w § 15 ust. 4 pkt 1, kalkuluje się z uwzględnieniem podziału sieci na poziomy napięć znamionowych:

1) wysokich - obejmujących napięcie znamionowe 110 kV;

2) średnich - obejmujących napięcie znamionowe wyższe niż 1 kV i niższe niż 110 kV;

3) niskich - obejmujących napięcie znamionowe nie wyższe niż 1 kV.

3. Stawki sieciowe kalkuluje się na podstawie kosztów uzasadnionych dla danej grupy taryfowej z uwzględnieniem uzasadnionego zwrotu z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, odpowiadającemu określonemu poziomowi napięć.

§  17.

1. Składnik stały stawki sieciowej, o którym mowa w § 15 ust. 6 pkt 1, kalkuluje się na podstawie planowanych do poniesienia stałych kosztów uzasadnionych z uwzględnieniem udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji, o których mowa w art. 45 ust. 5 ustawy.

2. Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym mowa w § 15 ust. 6 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 i sieciami należącymi do innych operatorów lub innych przedsiębiorstw energetycznych;

3) stałych za przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej w części nieuwzględnionej w składniku stałym, o którym mowa w § 15 ust. 6 pkt 1, stosownie do art. 45 ust. 5 ustawy.

3. Składnik stały stawki sieciowej, o którym mowa w § 15 ust. 6 pkt 1, oznaczony symbolem "S_SVn" kalkuluje się według wzoru:

1) dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, zaliczonych do danej grupy taryfowej [w zł/MW lub zł/k W]:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_SVn - sumę planowanych do poniesienia w każdym roku okresu regulacji stałych kosztów, o których mowa w ust. 1, pokrywanych przez odbiorców zaliczanych do danej grupy taryfowej;

P_Vn - wartość mocy umownej - określoną jako sumę mocy umownych planowanych 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, wyznaczaną zgodnie z ust. 4;

2) dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwie domowym [w zł/miesiąc]:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_SVn - sumę planowanych do poniesienia w każdym roku okresu regulacji stałych kosztów, o których mowa w ust. 1, pokrywanych przez odbiorców zaliczanych do danej grupy taryfowej;

n_G - liczbę układów pomiarowo-rozliczeniowych w gospodarstwach domowych.

4. Wartość mocy umownej dla odbiorców będących operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, przyjmowaną do kalkulacji składnika stałego stawki sieciowej w taryfie operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, dla miejsc dostarczania energii elektrycznej będących miejscami przyłączenia sieci dystrybucyjnej do sieci przesyłowej, wyznacza się dla każdego roku okresu regulacji poprzez wyznaczenie 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 pomiędzy poszczególnymi pomiarami.

5. Składnik stały stawki sieciowej w taryfie operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego kalkuluje się z uwzględnieniem przychodów, o których mowa w art. 6 pkt 6 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1228/2003/WE z dnia 26 czerwca 2003 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej (Dz. Urz. WE L 176 z 15.07.2003, z późn. zm.; Dz. Urz. UE Polskie wydanie specjalne, rozdz. 12, t. 2, str. 175), niewykorzystanych na cele, o których mowa w art. 6 pkt 6 lit. a i b tego rozporządzenia.

6. Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym mowa w § 15 ust. 6 pkt 2, dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, zaliczonych do danej grupy taryfowej, oznaczony symbolem "S_ZVn" [w zł/MWh lub 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 V_n, zaliczonych do danej grupy taryfowej [w MWh lub kWh].

§  18.

1. 7 Stawki jakościowe, oznaczone symbolem "S_oSJ" [w zł/MWh lub zł/kWh], kalkuluje się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_SJ - koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej planowane do poniesienia w każdym roku okresu regulacji;

E_SJ - ilość energii elektrycznej planowaną do zużycia przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego [w MWh lub kWh].",

2. Koszty utrzymania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1, obejmują koszty planowanych do zakupu przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego:

1) niezbędnych rezerw mocy i usług systemowych, w wysokości kosztów ich zakupu;

2) niezbędnych ilości energii elektrycznej wytwarzanej w celu zapewnienia odpowiedniej jakości dostaw tej energii, określone jako różnica w wysokości między płatnościami za energię elektryczną a przychodami ze sprzedaży tej energii w ramach mechanizmu bilansowania.

3. 8 (uchylony).

4. 9 (uchylony).

§  19.

1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego kalkuluje stawkę rozliczeniową, o której mowa w § 15 ust. 3 pkt 1, dla podmiotów zgłaszających grafiki handlowe, na podstawie kosztów uzasadnionych planowanych do poniesienia w każdym roku okresu regulacji.

2. Stawkę rozliczeniową, o której mowa w § 15 ust. 3 pkt 1, kalkuluje się jako iloraz kosztów uzasadnionych budowy i rozwoju systemów bilansowo-rozliczeniowych oraz ich eksploatacji, niezbędnych do realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej zgłaszanych w formie grafików handlowych, do planowanych ilości energii elektrycznej określonej w tych grafikach.

3. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego kalkuluje stawkę rynkową, o której mowa w § 15 ust. 3 pkt 2, na podstawie kosztów uzasadnionych planowanych do poniesienia w każdym roku okresu regulacji przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, wynikających z rekompensat, o których mowa w rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1228/2003/WE z dnia 26 czerwca 2003 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej, w części dotyczącej wymiany energii elektrycznej pomiędzy krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami krajów niebędących członkami Unii Europejskiej.

4. Stawkę rynkową, o której mowa w ust. 3, oznaczoną symbolem "S_r" [w zł/MWh lub zł/kWh], kalkuluje się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_r - koszty uzasadnione, o których mowa w ust. 3;

E_zk - ilość energii elektrycznej planowanej do wymiany pomiędzy krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami państw niebędących członkami Unii Europejskiej.

§  20.

1. Opłaty za usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy zawarte w taryfie kalkuluje się na podstawie planowanych do poniesienia kosztów realizacji tych usług.

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

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) 10 nadzór nad wykonawcami niezależnymi od przedsiębiorstwa energetycznego, wykonującymi prace w pobliżu lub na urządzeniach elektroenergetycznych będących własnością danego przedsiębiorstwa energetycznego;

7) 11 wyłączenie napięcia, przygotowanie miejsca pracy dla wykonawców, o których mowa w pkt 6, oraz likwidację miejsca pracy wraz z ponownym załączeniem urządzeń do sieci danego przedsiębiorstwa energetycznego;

8) założenie plomb na urządzeniach podlegających oplombowaniu, w szczególności po naprawie, remoncie i konserwacji instalacji;

9) montaż i demontaż urządzenia kontrolno-pomiarowego, instalowanego w celu sprawdzania dotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej dostarczanej z sieci.

§  21.

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 w:

a) art. 9a ust. 1 pkt 2 ustawy,

b) art. 9a ust. 8 pkt 2 ustawy;

2) zakupu energii elektrycznej, do którego przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane, stosownie do art. 9a ust. 6 i 8 ustawy;

3) uzyskania i umorzenia świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1 i art. 9l ust. 1 ustawy.

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 § 12 ust. 1.

§  22.

1. Przedsiębiorstwo energetyczne świadczące odbiorcy usługę kompleksową kalkuluje w taryfie cenę energii elektrycznej stosownie do § 21.

2. 12 (uchylony).

§  23.

1. 13 Stawkę opłaty abonamentowej, o której mowa w § 5 ust. 2 pkt 2 oraz ust. 3 pkt 3, kalkuluje się na podstawie kosztów uzasadnionych ponoszonych w związku z odczytywaniem wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych i ich kontrolą.

2. Stawki opłaty abonamentowej, o których mowa w § 5 ust. 2 pkt 2 oraz ust. 3 pkt 3, są różnicowane ze względu na długość okresu rozliczeniowego.

§  24.

1. W celu określenia stopnia poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego w okresie regulacji ustala się na poszczególne lata współczynniki korekcyjne, oznaczone symbolem "X", według wzoru:

Kw_n ≤ Kw_n-1 x [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 przedsiębiorstwa energetycznego warunki prowadzenia działalności gospodarczej, wyznaczane w szczególności z zastosowaniem metod porównawczych, o których mowa w art. 47 ust. 2e ustawy, na poszczególne lata okresu regulacji. W pierwszym roku okresu regulacji koszty, oznaczone symbolem "Kw_n-1", równe są kosztom z roku poprzedzającego rok wyznaczenia współczynników korekcyjnych, oznaczonych symbolem "X";

X_n - współczynniki korekcyjne, określające projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego ustalane dla poszczególnych lat okresu regulacji, w roku sporządzenia taryfy dla pierwszego roku okresu regulacji [%]. Współczynnik korekcyjny na pierwszy rok okresu regulacji, w zależności od wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, uwzględnia się w cenie energii elektrycznej albo w stawkach opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych, zawartych w taryfach;

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

2. W celu określenia dopuszczalnych zmian cen i stawek opłat na dany rok okresu regulacji, będących wynikiem poprawy efektywności gospodarowania w przedsiębiorstwie oraz zmiany warunków zewnętrznych funkcjonowania przedsiębiorstwa, ustala się, dla poszczególnych rodzajów wykonywanej działalności gospodarczej, współczynniki korekcyjne, oznaczone symbolem "Y", w taki sposób, aby ceny wskaźnikowe oznaczone symbolem "Cw_n", spełniały warunek określony wzorem:

Cw_n ≤ Cw_n-1 x [1 +Y_n/100]

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Cw_n, Cw_n-1 - ceny wskaźnikowe dla danego rodzaju działalności gospodarczej, wyznaczone w sposób określony w ust. 3;

Y_n - współczynnik korekcyjny, określający zmianę niezależnych od przedsiębiorstwa warunków wykonywania danego rodzaju działalności gospodarczej, w szczególności zmianę kosztu zakupu usług przesyłowych i dystrybucyjnych, wielkości i struktury sprzedaży energii elektrycznej oraz obciążeń podatkowych, ustalany corocznie i uwzględniany w cenie energii elektrycznej albo w stawkach opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych zawartych w taryfach.

3. Ceny wskaźnikowe, o których mowa w ust. 2, ustala się w zakresie:

1) wytwarzania energii elektrycznej lub obrotu tą energią, jako średnią cenę sprzedanej energii elektrycznej stanowiącą iloraz kalkulacyjnych przychodów z jej sprzedaży, wyliczanych odpowiednio według cen energii elektrycznej planowanych na dany rok okresu regulacji (Cw_n) lub 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 tej energii 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 opłat abonamentowych, wyliczanych odpowiednio na podstawie stawek opłat planowanych na dany rok okresu regulacji (Cw_n) lub 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.

§  25.

1. Przychód pokrywający koszty uzasadnione, ustalany dla każdego roku okresu regulacji, uwzględnia przychody uzyskane z:

1) cen i stawek opłat;

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

3) opłat za usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy.

2. W przychodzie określonym w ust. 1 nie uwzględnia się bonifikat oraz przychodów uzyskanych z opłat:

1) za nielegalny pobór energii elektrycznej;

2) z tytułu czynności dotyczących wznowienia dostaw energii elektrycznej, jeżeli wstrzymanie jej dostarczania spowodowane zostało z przyczyn, o których mowa w art. 6 ust. 3 lub ust. 3a ustawy.

¹ § 14 ust. 1 zmieniony przez § 1 pkt 1 lit. a) rozporządzenia z dnia 31 października 2007 r. (Dz.U.07.207.1498) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 9 listopada 2007 r.

² § 14 ust. 5 zmieniony przez § 1 pkt 1 lit. b) rozporządzenia z dnia 31 października 2007 r. (Dz.U.07.207.1498) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 9 listopada 2007 r.

³ § 14 ust. 9 zmieniony przez § 1 pkt 1 lit. c) rozporządzenia z dnia 31 października 2007 r. (Dz.U.07.207.1498) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 9 listopada 2007 r.

⁴ § 14 ust. 9 pkt 1 zmieniony przez § 1 pkt 1 rozporządzenia z dnia 13 marca 2008 r. (Dz.U.08.53.318) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 kwietnia 2008 r.

⁵ § 15 ust. 2 zmieniony przez § 1 pkt 2 lit. a) rozporządzenia z dnia 13 marca 2008 r. (Dz.U.08.53.318) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 kwietnia 2008 r.

⁶ § 15 ust. 6 zmieniony przez § 1 pkt 2 lit. b) rozporządzenia z dnia 13 marca 2008 r. (Dz.U.08.53.318) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 kwietnia 2008 r.

⁷ § 18 ust. 1 zmieniony przez § 1 pkt 3 lit. a) rozporządzenia z dnia 13 marca 2008 r. (Dz.U.08.53.318) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 kwietnia 2008 r.

⁸ § 18 ust. 3 uchylony przez § 1 pkt 3 lit. b) rozporządzenia z dnia 13 marca 2008 r. (Dz.U.08.53.318) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 kwietnia 2008 r.

⁹ § 18 ust. 4 uchylony przez § 1 pkt 2 lit. b) rozporządzenia z dnia 31 października 2007 r. (Dz.U.07.207.1498) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 9 listopada 2007 r.

¹⁰ § 20 ust. 2 pkt 6 zmieniony przez § 1 pkt 3 rozporządzenia z dnia 31 października 2007 r. (Dz.U.07.207.1498) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 9 listopada 2007 r.

¹¹ § 20 ust. 2 pkt 7 zmieniony przez § 1 pkt 3 rozporządzenia z dnia 31 października 2007 r. (Dz.U.07.207.1498) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 9 listopada 2007 r.

¹² § 22 ust. 2 uchylony przez § 1 pkt 4 rozporządzenia z dnia 31 października 2007 r. (Dz.U.07.207.1498) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 9 listopada 2007 r.

¹³ § 23 ust. 1 zmieniony przez § 1 pkt 5 rozporządzenia z dnia 31 października 2007 r. (Dz.U.07.207.1498) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 9 listopada 2007 r.