Rozporządzenie Ministra Energiiz dnia 29 grudnia 2017 r.w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie
energią elektryczną 1)Minister Energii kieruje działem administracji rządowej - energia, na podstawie §
1 ust. 2 pkt 1 rozporządzenia Prezesa Rady Mini
Spis treści
- Treść rozporządzenia
- Rozdział 1 - Przepisy ogólne
- Rozdział 2 - Szczegółowe zasady kształtowania taryf
- Rozdział 3 - Szczegółowe zasady kalkulacji cen i stawek opłat
- Rozdział 4 - Szczegółowe zasady rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi
- Rozdział 5 - Przepisy epizodyczne, przejściowe i końcowe
Treść rozporządzenia
Na podstawie art. 46 ust. 3 i 4 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne zarządza się, co następuje:
Rozdział 1
Przepisy ogólne
§ 1.
Rozporządzenie określa szczegółowe zasady:
1)
kształtowania taryf dla energii elektrycznej;
2)
kalkulacji cen i stawek opłat;
3)
rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi.
§ 2.
Użyte w rozporządzeniu określenia oznaczają:
1)
grupa przyłączeniowa - grupę podmiotów, których urządzenia, instalacje i sieci są
przyłączane do sieci, sklasyfikowaną w następujący sposób:
a)
grupa I - podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio
do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kV,
b)
grupa II - podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio
do sieci o napięciu znamionowym 110 kV,
c)
grupa III - podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio
do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, lecz niższym niż 110 kV,
d)
grupa IV - podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio
do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz o mocy przyłączeniowej większej
niż 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym
większym niż 63 A,
e)
grupa V - podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio
do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie
większej niż 40 kW i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym
niż 63 A,
f)
grupa VI - podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci
poprzez tymczasowe przyłącze, które będzie, na zasadach określonych w umowie, zastąpione
przyłączem docelowym, lub podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane
do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy niż rok;
strów z dnia 13 grudnia 2017 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra
Energii (Dz. U. poz. 2314).
2)
grupa taryfowa - grupę odbiorców kupujących energię elektryczną lub korzystających
z usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo usługi kompleksowej,
dla których stosuje się jeden zestaw cen lub stawek opłat i warunków ich stosowania;
3)
miejsce dostarczania energii elektrycznej - punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo
energetyczne dostarcza energię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie do sieci
albo w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej,
albo w umowie sprzedaży energii elektrycznej, albo w umowie kompleksowej, będący jednocześnie
miejscem odbioru tej energii;
4)
miejsce przyłączenia - punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią;
5)
moc przyłączeniowa - moc czynną planowaną do pobierania lub wprowadzania do sieci,
określoną w umowie o przyłączenie do sieci jako wartość maksymalną wyznaczaną w ciągu
każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy w okresach 15-minutowych,
służącą do zaprojektowania przyłącza;
6)
moc umowna - moc czynną pobieraną lub wprowadzaną do sieci, określoną w:
a)
umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, umowie
sprzedaży energii elektrycznej albo umowie kompleksowej jako wartość nie mniejszą
niż wyznaczoną jako wartość maksymalną ze średniej wartości mocy w okresie 15 minut,
z uwzględnieniem współczynników odzwierciedlających specyfikę układu zasilania odbiorcy,
albo
b)
umowie o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, zawieranej między operatorem
systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego
posiadającym co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone
siecią tego operatora, jako średnią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych
pobieranych przez danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w
sieciowych miejscach dostarczania energii elektrycznej, wyznaczoną na podstawie wskazań
układów pomiarowo-rozliczeniowych, albo
c)
umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, zawieranej między operatorami
systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającymi co najmniej dwa sieciowe
miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, jako średnią
z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych w miejscach połączeń sieci
operatorów systemów dystrybucyjnych, wyznaczoną na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych;
7)
okres regulacji - okres, na jaki zostały ustalone wartości współczynników korekcyjnych,
o których mowa w § 21;
8)
przyłącze - odcinek lub element sieci służący do połączenia urządzeń, instalacji lub
sieci podmiotu, o wymaganej przez niego mocy przyłączeniowej, z pozostałą częścią
sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego na rzecz podmiotu przyłączanego
usługę przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
9)
rezerwa mocy - możliwą do wykorzystania w danym okresie zdolność jednostek wytwórczych
do wytwarzania energii elektrycznej i dostarczania jej do sieci;
10)
sieciowe miejsce dostarczania energii elektrycznej - miejsce dostarczania energii
elektrycznej z sieci przesyłowej operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego,
z którego jest zasilana sieć dystrybucyjna 110 kV pracująca trwale lub okresowo w
układach pierścieniowych;
11)
układ pomiarowo-rozliczeniowy - liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub pomiarowo-rozliczeniowe,
w szczególności: liczniki energii czynnej, liczniki energii biernej oraz przekładniki
prądowe i napięciowe, a także układy połączeń między nimi, służące bezpośrednio lub
pośrednio do pomiarów energii elektrycznej i rozliczeń za tę energię;
12)
usługi systemowe - usługi świadczone na rzecz operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego
niezbędne do zapewnienia przez tego operatora prawidłowego funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego, niezawodności jego pracy i utrzymywania parametrów jakościowych
energii elektrycznej.
Rozdział 2
Szczegółowe zasady kształtowania taryf
§ 3.
Przedsiębiorstwo energetyczne ustala taryfę w sposób zapewniający:
1)
pokrycie kosztów uzasadnionych w zakresie określonym w art. 45 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, zwanej dalej „ustawą”;
2)
eliminowanie subsydiowania skrośnego.
§ 4.
1.
Taryfa, odpowiednio do zakresu wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności
gospodarczej, określa:
1)
grupy taryfowe i szczegółowe kryteria kwalifikowania odbiorców do tych grup;
2)
rodzaje oraz wysokość cen lub stawek opłat dla poszczególnych grup taryfowych, a także
warunki ich stosowania;
3)
sposób ustalania:
a)
bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów
jakościowych obsługi odbiorców,
b)
opłat za:
-
-przyłączenie do sieci,
-
-usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy,
-
-nielegalny pobór energii elektrycznej,
-
-ponadumowny pobór energii biernej i przekroczenia mocy umownej,
-
-wznowienie dostarczania energii elektrycznej, jeżeli wstrzymanie jej dostarczania nastąpiło z przyczyn, o których mowa w art. 6b ust. 1, 2 i 4 ustawy.
2.
Określone w taryfie ceny lub stawki opłat dla poszczególnych grup taryfowych różnicuje
się odpowiednio do kosztów uzasadnionych wykonywanej działalności gospodarczej związanej
z zaopatrzeniem w energię elektryczną.
3.
Taryfę kształtuje się w taki sposób, aby odbiorca mógł na jej podstawie obliczyć należność
odpowiadającą zakresowi usług związanych z zaopatrzeniem w energię elektryczną, określonemu
w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie o świadczenie usług przesyłania
lub dystrybucji energii elektrycznej, albo w umowie kompleksowej.
§ 5.
1.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania
energii elektrycznej zawiera w taryfie:
1)
ceny energii elektrycznej;
2)
stawki opłat za rezerwy mocy;
3)
stawki opłat za usługi systemowe;
4)
sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej
oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców;
5)
sposób ustalania opłat za nielegalny pobór energii elektrycznej.
2.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania
energii elektrycznej zawiera w taryfie:
1)
stawki opłat za świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, zwane dalej „stawkami
opłat przesyłowych”;
2)
sposób ustalania opłat za przyłączenie do sieci;
3)
sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej
oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców;
4)
sposób ustalania opłat za:
a)
ponadumowny pobór energii biernej,
b)
przekroczenia mocy umownej,
c)
nielegalny pobór energii elektrycznej.
3.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji
energii elektrycznej zawiera w taryfie:
1)
stawki opłat za przyłączenie do sieci lub sposób ustalania tych opłat;
2)
stawki opłat za świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, zwane dalej „stawkami
opłat dystrybucyjnych”;
3)
sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej
oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców;
4)
sposób ustalania opłat za:
a)
ponadumowny pobór energii biernej,
b)
przekroczenia mocy umownej,
c)
usługi wykonywane na dodatkowe zlecenie odbiorcy,
d)
nielegalny pobór energii elektrycznej.
4.
Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu
energią elektryczną zawiera w taryfie:
1)
ceny energii elektrycznej;
2)
sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców.
§ 6.
1.
Podział odbiorców na grupy taryfowe jest dokonywany w zależności od poziomu kosztów
uzasadnionych, ponoszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne za dostarczanie energii
elektrycznej do tych odbiorców, na podstawie następujących kryteriów:
1)
poziomu napięcia sieci w miejscu dostarczania energii elektrycznej;
2)
wartości mocy umownej;
3)
systemu rozliczeń;
4)
liczby rozliczeniowych stref czasowych;
5)
zużycia energii elektrycznej na potrzeby gospodarstw domowych.
2.
Ceny lub stawki opłat, o których mowa w § 5, mogą być różnicowane dla poszczególnych
grup taryfowych z uwzględnieniem podziału doby i roku na strefy i okresy czasowe.
Taryfa może przewidywać więcej niż jeden sposób podziału doby na strefy czasowe.
3.
Przedsiębiorstwo energetyczne może utworzyć odrębną grupę taryfową dla odbiorców przyłączonych
do sieci, niezależnie od poziomu napięcia znamionowego sieci, których instalacje,
za zgodą tego przedsiębiorstwa, nie są wyposażone w układy pomiarowo-rozliczeniowe,
celem 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, w celu stymulowania tych odbiorców do
zużywania większej ilości energii elektrycznej w godzinach od 2200 do 600.
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 zastrzeżeniem ust. 6-10.
6.
W godzinach od 2200 do 600 przedsiębiorstwo energetyczne w pierwszym roku od zakwalifikowania odbiorcy do grupy
taryfowej, o której mowa w ust. 4, stosuje składnik zmienny stawki sieciowej w wysokości
do 30% składnika zmiennego stawki sieciowej grupy taryfowej dla odbiorców zużywających
energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych z jednostrefowym rozliczeniem
za usługi dystrybucji energii elektrycznej. Obniżony składnik zmienny stawki sieciowej
obowiązuje w odniesieniu do ilości energii elektrycznej przewyższającej ilość energii
elektrycznej zużytej w analogicznym okresie rozliczeniowym poprzedzającego roku.
7.
Dla nowego miejsca dostarczania energii elektrycznej dla odbiorcy z grupy taryfowej,
o której mowa w ust. 4, któremu przedsiębiorstwo energetyczne nie świadczyło usługi
dystrybucji dłużej niż rok, przyjmuje się, że zużycie energii elektrycznej, o którym
mowa w ust. 6, wynosiło 0 kWh.
8.
W kolejnych latach od zakwalifikowania odbiorcy do grupy taryfowej, o której mowa
w ust. 4, do rozliczenia opłaty sieciowej zmiennej w poszczególnych okresach przyjmuje
się ilość zużycia energii elektrycznej taką jak w analogicznym okresie rozliczeniowym
roku poprzedzającego pierwszy rok zakwalifikowania odbiorcy do grupy taryfowej, o
której mowa w ust. 4.
9.
Dla odbiorców, o których mowa w ust. 7 i 8, w godzinach od 2200 do 600 przedsiębiorstwo energetyczne stosuje składnik zmienny stawki sieciowej w wysokości
do 30% składnika zmiennego stawki sieciowej grupy taryfowej dla odbiorców zużywających
energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych z jednostrefowym rozliczeniem
za energię elektryczną. Obniżony składnik zmienny stawki sieciowej obowiązuje w odniesieniu
do ilości energii elektrycznej przewyższającej ilość energii elektrycznej zużytej
w analogicznym okresie roku poprzedzającego pierwszy rok zakwalifikowania odbiorcy
do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 4.
10.
W grupie taryfowej, o której mowa w ust. 4, składnik stały stawki sieciowej ustala
się w wysokości dwukrotności składnika stałego stawki sieciowej grupy taryfowej dla
odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych z jednostrefowym
rozliczeniem za usługi dystrybucji energii elektrycznej.
§ 7.
1.
Odbiorca, który:
1)
pobiera energię elektryczną z kilku miejsc dostarczania energii elektrycznej, położonych
w sieci o różnych poziomach napięć - jest zaliczany do grup taryfowych oddzielnie
w każdym z tych miejsc,
2)
pobiera energię elektryczną z kilku miejsc dostarczania energii elektrycznej, położonych
w sieci o jednakowych poziomach napięć - może być zaliczony do grup taryfowych oddzielnie
w każdym z tych miejsc, z zastrzeżeniem pkt 3,
3)
pobiera energię elektryczną w celu zasilania jednego zespołu urządzeń z więcej niż
jednego miejsca dostarczania energii elektrycznej na tym samym poziomie napięcia -
wybiera grupę taryfową jednakową dla wszystkich miejsc dostarczania
- zgodnie z kryteriami podziału odbiorców na grupy taryfowe przyjętymi w danym przedsiębiorstwie
energetycznym.
2.
Odbiorca, który ze względu na przyjęty w przedsiębiorstwie energetycznym podział odbiorców
na grupy taryfowe, dokonany na podstawie kryteriów, o których mowa w § 6 ust. 1, może
być dla danego miejsca dostarczania energii elektrycznej zaliczony 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 określa umowa sprzedaży energii elektrycznej albo umowa o świadczenie
usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo umowa kompleksowa.
Rozdział 3
Szczegółowe zasady kalkulacji cen i stawek opłat
§ 8.
Ceny lub stawki opłat zawarte w taryfie kalkuluje się na okres 12 miesięcy kalendarzowych.
§ 9.
Koszty uzasadnione uwzględniane w kalkulacji cen lub stawek opłat, o których mowa
w § 8, dla wykonywanej działalności gospodarczej w zakresie:
1)
wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej - stanowią planowane,
dla danego roku, koszty uzasadnione przedsiębiorstwa energetycznego, uwzględniające
uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą;
2)
obrotu energią elektryczną - stanowią planowane dla danego roku koszty uzasadnione,
o których mowa w § 20.
§ 10.
1.
Koszty, o których mowa w § 9, ustala się:
1)
zgodnie z art. 44 i art. 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.
§ 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 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.
§ 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 [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 „kjs”, oblicza się według wzoru:
\(
k_{js} = {{K_{sp} } \over {\sum\limits_{i = 1}^n {P_{dwi} + \sum\limits_{i = 1}^n
{P_{dri} } } }}
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
4.
Jednostkowe koszty zmienne [w zł/MWh lub zł/kWh], oznaczone symbolem „kjz”, oblicza się według wzoru:
\(
k_{jz} = {{K_{zp} + K_{ze} + K_{zw} } \over {E_{jw} }}
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
§ 13.
1.
Opłaty za przyłączenie do sieci ustala się dla podmiotów zakwalifikowanych 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.
Przepisu ust. 2 pkt 2 nie stosuje się do przyłączy kablowych w budynkach wielolokalowych
oraz innych 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.
Przyłączany podmiot może wybrać rodzaj przyłącza - kablowe lub napowietrzne, o ile
wykonanie takiego przyłącza jest możliwe ze względów technicznych.
7.
W przypadku obiektów wymagających wielostronnego układu zasilania, z wyjątkiem zasilania
rezerwowego, opłatę za przyłączenie ustala się w sposób określony w ust. 1-5. W przypadku
zasilania rezerwowego opłatę za przyłączenie ustala się na podstawie rzeczywistych
nakładów.
8.
Za zwiększenie mocy przyłączeniowej, dokonywanej na wniosek danego podmiotu zakwalifikowanego
do:
1)
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.
9.
Za wymianę lub przebudowę przyłącza bez zwiększenia mocy przyłączeniowej, dokonywaną
na wniosek przyłączonego podmiotu, opłatę ustala się na podstawie rzeczywistych nakładów
z tym związanych.
10.
Za wymianę lub przebudowę przyłącza związaną ze zwiększeniem mocy przyłączeniowej,
dokonywaną na wniosek przyłączonego podmiotu zakwalifikowanego do:
1)
grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1 pkt 1 - pobiera się opłatę stanowiącą
sumę rzeczywistych nakładów poniesionych na wymianę lub przebudowę przyłącza ustalonych
dla dotychczasowej wielkości mocy przyłączeniowej oraz opłaty za przyrost mocy przyłączeniowej
stosownie do ust. 1 pkt 1;
2)
grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1 pkt 2 - pobiera się opłatę obliczoną
jako sumę rzeczywistych nakładów poniesionych na wymianę lub przebudowę przyłącza
ustalonych dla dotychczasowej wielkości mocy przyłączeniowej i opłaty za przyrost
mocy wynikającej z iloczynu stawki opłaty ustalonej w taryfie, zależnej od rodzaju
przyłącza (napowietrzne lub kablowe) i przyrostu mocy przyłączeniowej.
§ 14.
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 z tytułu wymiany energii elektrycznej między krajowym systemem
elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi państw niebędących członkami
Unii Europejskiej.
2.
Stawki opłat przesyłowych:
1)
o których mowa w ust. 1 pkt 2, zwane dalej „stawkami jakościowymi”,
2)
o których mowa w ust. 1 pkt 3, zwane dalej „stawkami rynkowymi”
- kalkuluje się jako jednoskładnikowe.
3.
Stawki opłat dystrybucyjnych kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające
z:
1)
dystrybucji energii elektrycznej;
2)
korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego;
3)
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 usług przesyłania energii elektrycznej od operatora systemu
przesyłowego elektroenergetycznego 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 są różnicowane ze względu na długość 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 - obliczany w odniesieniu do układu pomiarowo-rozliczeniowego;
2)
zmienny stawki sieciowej - obliczany na jednostkę energii elektrycznej pobieranej
z sieci w miejscu jej dostarczania.
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, o
której mowa w ust. 7 pkt 2, 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 jej dostarczania.
§ 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 - 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 dla danej grupy taryfowej na podstawie kosztów uzasadnionych,
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 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 § 14 ust. 7 pkt 1, stosownie do art. 45 ust. 5
ustawy.
3.
Składnik stały stawki sieciowej, o którym mowa w § 14 ust. 7 pkt 1, oznaczony symbolem
„SSVn”, kalkuluje się według wzoru:
1)
dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, zaliczonych
do danej grupy taryfowej [w zł/MW lub zł/kW]:
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
\(
S_{SVn} = {{K_{SVn} } \over {P_{Vn} }}
\)
|
|
- |
|
|
|
- |
|
2)
dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwie domowym [w zł/miesiąc]:
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
\(
S_{SVn} = {{K_{SVn} } \over {n_G }}
\)
|
|
- |
|
|
|
- |
|
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” [w zł/MWh lub zł/kWh], kalkuluje się według wzoru:
\(
S_{SVn} = {{K_{ZVn} } \over {E_{Vn} }}
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
5.
Moc umowna jest zamawiana dla miejsc dostarczania 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.
Jeżeli umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej
albo umowa kompleksowa nie stanowią inaczej, moc umowna może być zamawiana łącznie
dla dwóch lub więcej miejsc dostarczania.
7.
Wartość mocy umownej dla operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego
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 § 24, dla 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 przyjmowaną do kalkulacji składnika stałego stawki sieciowej
w taryfie operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego i stosowaną w rozliczeniach
zgodnie z § 27 ust. 1, za świadczone usługi dystrybucji, między operatorami systemów
dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy posiada co najmniej po dwa
sieciowe miejsca dostarczania 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 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 między poszczególnymi
pomiarami.
10.
Jeżeli nie można uzyskać wartości niezbędnych do wyznaczenia mocy umownej zgodnie
z ust. 9, strony umowy ustalą jej wartość 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” [w zł/MWh lub zł/kWh], kalkuluje się według wzoru:
\(
S_{oSJ} = {{K_{SJ} } \over {E_{SJ} }}
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
2.
Koszty utrzymywania 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 niezbędnych:
1)
rezerw mocy i usług systemowych, w wysokości kosztów ich zakupu;
2)
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 bilansowania systemu.
§ 18.
1.
Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego kalkuluje stawkę rynkową 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 (WE) nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r.
w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii
elektrycznej i uchylającym rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 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, o której mowa w ust. 1, oznaczoną symbolem „Sr” [w zł/MWh lub zł/kWh], kalkuluje się według wzoru:
\(
S_r = {{K_r } \over {E_{zk} }}
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
§ 19.
1.
Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją energii elektrycznej wykonuje
na dodatkowe zlecenie odbiorcy 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 przedsiębiorstwa energetycznego, wykonującymi
prace w pobliżu lub na urządzeniach elektroenergetycznych będących własnością danego
przedsiębiorstwa energetycznego;
7)
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.
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 w:
a)
art. 9a ust. 1 pkt 2 ustawy,
b)
art. 52 ust. 1 pkt 2 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii ,
c)
art. 11 ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej ;
2)
zakupu energii elektrycznej, do którego przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane,
stosownie do 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 pochodzenia, o których mowa w:
a)
art. 9l ust. 1 ustawy,
b)
art. 44 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii,
c)
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.
§ 21.
1.
W celu określenia stopnia poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego
w okresie regulacji ustala się na poszczególne lata współczynniki korekcyjne, oznaczone
symbolem „X”, w taki sposób, aby spełniony był warunek określony wzorem:
\(
Kw_n \subseteq Kw_{n - 1} \times [1 + (RPI - X_n )/100]
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
2.
W celu określenia dopuszczalnych zmian cen lub stawek opłat na dany rok okresu regulacji,
będących wynikiem zmiany warunków zewnętrznych funkcjonowania przedsiębiorstwa lub
poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa, ustala się, dla poszczególnych
rodzajów wykonywanej działalności gospodarczej, współczynniki korekcyjne, oznaczone
symbolem „Y”, w taki sposób, aby spełniony był warunek określony wzorem:
\(
Cw_n \subseteq Cw_{n - 1} \times [1 + Y_n /100]
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
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 (Cwn) lub z roku poprzedzającego dany rok okresu regulacji (Cwn-1) oraz wielkości i struktury sprzedaży planowanych w taryfie na dany rok okresu regulacji,
do ilości sprzedaży energii elektrycznej planowanej na dany rok okresu regulacji;
2)
przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej jako średnią cenę dostarczania energii
elektrycznej stanowiącą iloraz kalkulacyjnych przychodów ze sprzedaży usług przesyłania
lub dystrybucji energii elektrycznej oraz z opłat abonamentowych, wyliczanych odpowiednio
na podstawie stawek opłat planowanych na dany rok okresu regulacji (Cwn) lub z roku, poprzedzającego dany rok okresu regulacji (Cwn-1) oraz wielkości i struktury sprzedaży tych usług planowanych w taryfie na dany rok
okresu regulacji, do ilości dostarczonej energii elektrycznej planowanej na dany rok
okresu regulacji;
3)
usług kompleksowych jako średnią cenę sprzedanej energii elektrycznej, obliczoną w
sposób określony w pkt 1, i średnią cenę usług dystrybucyjnych, obliczoną w sposób
określony w pkt 2.
4.
W przypadku udokumentowanej zmiany zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo
energetyczne działalności gospodarczej, odnoszącej się 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, w sposobie ustalania cen wskaźnikowych, o którym
mowa w ust. 3, uwzględnia się wyłącznie ceny lub stawki opłat określone w taryfie.
§ 22.
1.
Przychód pokrywający koszty uzasadnione wraz z uzasadnionym zwrotem z zaangażowanego
kapitału, 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;
4)
wykonywania umowy, o której mowa w art. 9h ust. 3 pkt 2 ustawy, a także wykonywania
czynności wynikających z decyzji, o której mowa w art. 9h ust. 9 ustawy;
5)
przekazywania danych pomiarowych innym przedsiębiorstwom energetycznym, w szczególności
na potrzeby rozliczeń na rynku bilansującym oraz realizacji procedury zmiany sprzedawcy.
2.
W przychodzie, o którym mowa w ust. 1 pkt 4 i 5, uwzględnia się wielkość uzyskanych
przychodów do poziomu kosztów ponoszonych na świadczenie czynności, o których mowa
w ust. 1 pkt 4 i 5.
3.
W przychodzie, o którym mowa 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 nastąpiło z przyczyn, o których mowa w art. 6b ust. 1, 2 i 4 ustawy.
Rozdział 4
Szczegółowe zasady rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi
§ 23.
1.
Rozliczenia z odbiorcami i między przedsiębiorstwami energetycznymi za dostarczoną
energię elektryczną lub świadczone usługi 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.
§ 24.
1.
Opłatę za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej dla danego
poziomu napięć znamionowych w okresie rozliczeniowym, z zastrzeżeniem § 26 i § 27,
oblicza się według wzoru:
\(
O_{poi} = S_{SVn} \times P_i + \sum\limits_{m = 1}^R {S_{ZVnm} \times E_{oim}
+ k_{os} \times S_{oSJ} \times E_{ok} \times S_r \times E_{wp} + O_{ab} }
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
2.
Jako ilość energii, oznaczonej symbolem „Eoi”, o którym mowa w ust. 1, 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 wyznaczonej w sposób, o którym mowa w § 14
ust. 8.
§ 25.
1.
Ilości energii, oznaczonej symbolami „Eos” i „Eok”, o których mowa w § 24 ust. 1, zużytej przez odbiorców końcowych, oblicza się dla:
1)
wytwórcy przyłączonego do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej, sprzedającego 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 - jako sumę energii elektrycznej
zużytej przez odbiorców końcowych, którzy są przyłączeni do urządzeń, instalacji lub
sieci tego wytwórcy i do sieci tego przedsiębiorstwa;
2)
operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego nieposiadającego miejsc dostarczania
energii elektrycznej z sieci przesyłowej - jako sumę energii elektrycznej zużytej
przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci tego operatora, energii elektrycznej
zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstw energetycznych
świadczących usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędących operatorami,
przyłączonymi do sieci tego operatora i energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców,
o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci tego operatora, ilości energii elektrycznej
obliczonej dla operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, przyłączonych
do sieci tego operatora oraz ilości energii elektrycznej, z uwzględnieniem ust. 6;
3)
operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego miejsca dostarczania
energii elektrycznej z sieci przesyłowej - jako sumę energii elektrycznej zużytej
przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci tego operatora, energii elektrycznej
zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstw energetycznych
świadczących usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędących operatorami,
przyłączonymi do sieci tego operatora i energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców,
o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci tego operatora, ilości energii elektrycznej
obliczonej dla operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, przyłączonych
do sieci tego operatora oraz ilości energii elektrycznej, z uwzględnieniem ust. 6;
4)
przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii
elektrycznej niebędącego operatorem - jako sumę energii elektrycznej zużytej przez
odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego przyłączonych
do sieci tego przedsiębiorstwa, energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców, o których
mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci tego przedsiębiorstwa oraz ilości energii elektrycznej,
z uwzględnieniem ust. 6;
5)
przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi kompleksowe na rzecz odbiorców
końcowych i przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją
energii elektrycznej - jako sumę energii elektrycznej zużywanej przez odbiorców końcowych
i ilości energii elektrycznej obliczonej dla przedsiębiorstw energetycznych z uwzględnieniem
pkt 1-4, dla których przedsiębiorstwo świadczy usługi kompleksowe.
2.
Współczynniki oznaczone symbolami „kos” i „kok”, o których mowa w § 24 ust. 1, ustala się dla odbiorców końcowych:
1)
którzy w roku kalendarzowym (n-2), poprzedzającym o rok dany rok kalendarzowy (n),
w którym jest stosowana stawka jakościowa, zużyli na własne potrzeby nie mniej niż
400 GWh energii elektrycznej, z wykorzystaniem nie mniej niż 50% mocy umownej, dla
których koszt energii elektrycznej obliczonej przy zastosowaniu współczynnika „kos” = 1 stanowi nie mniej niż 15% wartości produkcji jako „kos” = 0,1;
2)
w krajowym systemie elektroenergetycznym innych niż odbiorcy, o których mowa w pkt
1, przyłączonych do sieci, w której usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej
świadczy operator lub przedsiębiorstwo energetyczne niebędące operatorem, którzy całość
kupowanej energii zużywają na własne potrzeby - jako „kok”; współczynnik ten oblicza się według wzoru:
\(
k_{ok} = [(E_{ok} + E_{os} ) - k_{os} \times E_{os} ]/E_{ok}
\)
gdzie symbole Eos i Eok oznaczają ilość energii elektrycznej planowaną do zużycia w każdym roku okresu regulacji
przez odbiorców, o których mowa w pkt 1, lub odbiorców końcowych innych niż odbiorcy,
o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci, w której usługi przesyłania lub dystrybucji
energii elektrycznej świadczy operator lub przedsiębiorstwo energetyczne niebędące
operatorem, którzy całość kupowanej energii zużywają na własne potrzeby [w MW lub
kWh].
3.
Wytwórca 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 świadczącemu usługi przesyłania lub
dystrybucji energii elektrycznej niebędącemu operatorem przyłączonym do urządzeń,
instalacji lub sieci tego wytwórcy, pobiera od odbiorcy lub przedsiębiorstwa energetycznego
opłatę wynikającą ze stawki jakościowej, z zastrzeżeniem ust. 4, obliczoną według
wzoru:
\(
O_{os} = k_{os} \times S_{oSJ} \times E_{os} + k_{ok} \times S_{oSJ} \times
E_{okw}
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
4.
W przypadku gdy wytwórca jest przyłączony jednocześnie do sieci operatora systemu
przesyłowego elektroenergetycznego i sieci operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego,
pobierana przez tego wytwórcę opłata, o której mowa w ust. 3, jest wnoszona do operatora
systemu przesyłowego elektroenergetycznego.
5.
Energia elektryczna kupowana przez przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję
na przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej, w części, w której jest zużywana
przez to przedsiębiorstwo w celu zasilania potrzeb własnych związanych z wykonywaną
działalnością gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej,
a także pokrywania strat powstałych w sieciach podczas jej przesyłania lub dystrybucji
do odbiorców, dla których przedsiębiorstwo to stosuje taryfy zatwierdzane przez Prezesa
Urzędu Regulacji Energetyki, nie jest uwzględniana w ilości energii, do której stosuje
się stawkę jakościową.
6.
Energia elektryczna kupowana przez przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję
na przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej, zużywana przez to przedsiębiorstwo
na potrzeby inne niż określone w ust. 5, jest uwzględniana w ilości energii, do której
stosuje się stawkę jakościową.
7.
Opłat abonamentowych nie pobiera się od odbiorców, o których mowa w § 6 ust. 3.
8.
W przypadku odbiorców, o których mowa w § 6 ust. 3, przedsiębiorstwo energetyczne
w rozliczeniach za usługi dystrybucji energii elektrycznej może stosować stawki opłat
w wysokościach określonych dla grupy taryfowej z rozliczeniem jednostrefowym, właściwej
ze względu na poziom napięcia i wielkość sumy mocy przyłączonych odbiorników energii
elektrycznej.
§ 26.
1.
Opłatę za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, oznaczoną symbolem
„Opw”, dla przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się wytwarzaniem energii elektrycznej
[w zł za okres rozliczeniowy] oblicza się według wzoru:
\(
O_{pw} = k_{os} \times S_{oSJ} \times E_{os} + k_{ok} \times S_{oSJ} \times
E_{okw}
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
2.
Opłatę za usługi przesyłania energii elektrycznej, oznaczoną symbolem „Opn”, dla przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się sprzedażą energii elektrycznej
lub jej obrotem [w zł za okres rozliczeniowy] oblicza się według wzoru:
\(
O_{povi} = \sum\limits_{i = 1}^m {(S_{svn} \times P_{vi} + S_{zvn} \times E_{pi}
)}
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
§ 27.
1.
Opłatę za usługi dystrybucji energii elektrycznej, oznaczoną symbolem „Opovi”, świadczone między operatorami systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, z
których każdy posiada co najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania połączone siecią
tego operatora, na tym samym poziomie napięć znamionowych [w zł za okres rozliczeniowy],
z zastrzeżeniem ust. 2, oblicza się według wzoru:
\(
O_{pn} = S_r \times E_{wp}
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
2.
Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego nieposiadający 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 § 24 ust. 1, z operatorem systemu dystrybucyjnego
elektroenergetycznego posiadającym 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 posiada co najmniej dwóch sieciowych miejsc dostarczania energii
elektrycznej połączonych siecią tego operatora, rozliczenia opłaty za świadczone usługi
dystrybucji energii elektrycznej są dokonywane w sposób określony w § 24 ust. 1, z
tym że operatorem wnoszącym opłaty jest ten operator systemu dystrybucyjnego, dla
którego ilość energii elektrycznej, w roku kalendarzowym poprzedzającym rok stosowania
taryfy, pobranej z sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej drugiego operatora była
większa.
§ 28.
1.
Przedsiębiorstwa energetyczne, o których mowa w art. 9a ust. 2 pkt 2 ustawy i art. 52 ust. 2 pkt 2 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, różnicują ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych i odbiorców dokonujących
zakupu energii elektrycznej podlegającej odsprzedaży, ze względu na koszty obowiązkowego
uzyskania i umorzenia świadectw pochodzenia energii wytwarzanej w odnawialnych źródłach
energii oraz koszty obowiązkowego uzyskania i umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji
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 dla odbiorców końcowych i odbiorców dokonujących
zakupu energii elektrycznej podlegającej odsprzedaży, ze względu na koszty obowiązkowego
zakupu energii wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii.
§ 29.
1.
Podstawą do zastosowania w rozliczeniach między przedsiębiorstwem energetycznym a
sprzedawcą zróżnicowanych cen energii elektrycznej, o których mowa w § 28, jest informacja
sporządzana za dany miesiąc i przekazana sprzedawcy do 10 dnia miesiąca następującego
po miesiącu, za jaki jest sporządzona.
2.
Informacja, o której mowa w ust. 1, powinna zawierać dane określające ilość energii
elektrycznej zużytej na potrzeby własne i odsprzedanej odbiorcom, z podziałem na miejsca
dostarczania energii elektrycznej.
3.
W przypadku braku 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.
Ilość energii elektrycznej określona w informacji, o której mowa w ust. 1, zużyta
na potrzeby własne przez przedsiębiorstwo energetyczne w danym okresie rozliczeniowym
oraz odsprzedana odbiorcom przyłączonym do sieci tego przedsiębiorstwa nie może być
większa od ilości wykazanej przez układ pomiarowo-rozliczeniowy, na podstawie którego
są dokonywane rozliczenia między tym przedsiębiorstwem a sprzedawcą.
§ 30.
1.
Przedsiębiorstwo energetyczne świadczące odbiorcy usługę kompleksową stosuje w rozliczeniu
z odbiorcami w zakresie:
1)
obrotu energią elektryczną cenę tej energii stosownie do § 20;
2)
przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej stawki opłat oraz warunki ich stosowania
wynikające z taryf obowiązujących w przedsiębiorstwie energetycznym wykonującym działalność
gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, do którego
sieci jest przyłączony dany odbiorca.
2.
Odbiorca zakwalifikowany do grupy taryfowej, o której mowa w § 6 ust. 4, jest rozliczany
za zużytą energię elektryczną według cennika sprzedawcy energii elektrycznej, z którym
ma zawartą umowę.
§ 31.
Przedsiębiorstwo energetyczne powstałe w wyniku dokonanych przekształceń organizacyjnych
polegających w szczególności na łączeniu, podziale lub wydzieleniu z tego przedsiębiorstwa
innego przedsiębiorstwa zachowuje prawo do prowadzenia rozliczeń z odbiorcami, na
podstawie cen i stawek opłat ustalonych w taryfach przedsiębiorstw, które uległy przekształceniom
organizacyjnym, do dnia wejścia w życie taryfy ustalonej przez to przedsiębiorstwo
i zatwierdzonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, przez okres, na jaki taryfa
dotychczasowa została zatwierdzona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, lecz
nie dłużej niż przez okres 12 miesięcy od dnia dokonania tych przekształceń.
§ 32.
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 umowie.
2.
Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne ustala w taryfie kilka okresów rozliczeniowych
dla danej grupy taryfowej, odbiorca ma prawo wyboru okresu rozliczeniowego oraz jego
zmiany, jednak nie częściej niż raz na 12 miesięcy.
3.
Okres rozliczeniowy dla grup przyłączeniowych I-IV nie powinien być dłuższy niż dwa
miesiące, a dla odbiorców zaliczanych do V grupy przyłączeniowej nie może być dłuższy
niż rok. Okresy rozliczeniowe ustalone w taryfie przedsiębiorstwa świadczącego usługę
kompleksową są skorelowane z okresami rozliczeniowymi przedsiębiorstwa świadczącego
usługę dystrybucji dla jego odbiorców.
4.
Jeżeli okres rozliczeniowy jest dłuższy niż miesiąc, w okresie tym mogą być pobierane
opłaty za energię elektryczną oraz za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej
w wysokości określonej na podstawie prognozowanego zużycia tej energii w tym okresie,
ustalonego na podstawie zużycia wyznaczonego w oparciu o rzeczywiste odczyty urządzeń
pomiarowo-rozliczeniowych, dokonane w analogicznym okresie poprzedniego roku kalendarzowego,
z zastrzeżeniem ust. 5.
5.
W prognozach, o których mowa w ust. 4, należy uwzględniać zgłoszone przez odbiorcę
istotne zmiany w poborze energii elektrycznej.
§ 33.
1.
W rozliczeniach między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego i operatorem
systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego oraz między operatorem systemu przesyłowego
elektroenergetycznego i wytwórcą za świadczone usługi przesyłania energii elektrycznej
w części dotyczącej opłaty jakościowej operator systemu przesyłowego w rozliczeniach
wstępnych może stosować wielkości prognozowanego zużycia energii elektrycznej, określane
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, rozliczenia te
są korygowane, zgodnie z postanowieniami taryfy operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego,
po zakończeniu okresu rozliczeniowego, na podstawie danych rzeczywistych określonych
w sposób, o którym mowa w § 25 ust. 1.
§ 34.
W przypadku powstania nadpłaty lub niedopłaty za pobraną energię elektryczną:
1)
nadpłata podlega zaliczeniu na poczet płatności ustalonych na najbliższy okres rozliczeniowy,
o ile odbiorca nie zażąda jej zwrotu;
2)
niedopłata jest doliczana do pierwszej faktury wystawianej za najbliższy okres rozliczeniowy.
§ 35.
Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się świadczeniem usług dystrybucji albo usługi
kompleksowej wystawiające odbiorcy fakturę, w rozliczeniu dołączonym do faktury, przedstawia
między innymi informacje o:
1)
wielkości zużycia energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym, na podstawie której
została wyliczona kwota należności;
2)
sposobie dokonania odczytu układu pomiarowo-rozliczeniowego, czy był to odczyt fizyczny
lub zdalny dokonany przez upoważnionego przedstawiciela przedsiębiorstwa energetycznego
albo odczyt dokonany i zgłoszony przez odbiorcę;
3)
sposobie wyznaczenia wielkości zużycia energii elektrycznej w sytuacji, gdy okres
rozliczeniowy jest dłuższy niż miesiąc i gdy pierwszy lub ostatni dzień okresu rozliczeniowego
nie pokrywa się z datami odczytów układu pomiarowo-rozliczeniowego lub gdy w trakcie
trwania okresu rozliczeniowego nastąpiła zmiana cen lub stawek opłat, albo o miejscu,
w którym są dostępne te informacje.
§ 36.
1.
Rozliczenia za dostarczaną energię elektryczną są dokonywane na podstawie wskazań
układów pomiarowo-rozliczeniowych dla miejsc dostarczania tej energii, określonych
w umowie sprzedaży albo umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji 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 określana w umowie na podstawie wielkości mocy przyłączonych odbiorników
energii elektrycznej i czasu trwania poboru energii.
§ 37.
1.
W przypadku stwierdzenia błędów w pomiarze lub odczycie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego
lub innych nieprawidłowości, które spowodowały zawyżenie należności za pobraną energię
elektryczną, przedsiębiorstwo energetyczne dokonuje korekty uprzednio 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, o ile odbiorca nie zażąda
jej zwrotu.
§ 38.
1.
Podstawą do wyliczenia wielkości korekty faktur, o których mowa w § 37 ust. 1, jest
wielkość błędu odczytu lub wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego.
2.
Jeżeli określenie wielkości błędu, o którym mowa w ust. 1, nie jest możliwe, podstawę
do wyliczenia wielkości korekty stanowi średnia liczba jednostek energii elektrycznej
za okres doby, obliczana na podstawie sumy jednostek energii elektrycznej prawidłowo
wykazanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy w poprzednim okresie rozliczeniowym,
pomnożona przez liczbę dni okresu, którego dotyczy korekta faktury, z zastrzeżeniem
ust. 4.
3.
Jeżeli nie można ustalić średniego dobowego zużycia energii elektrycznej na podstawie
poprzedniego okresu rozliczeniowego, podstawą wyliczenia wielkości korekty jest wskazanie
układu pomiarowo-rozliczeniowego z następnego okresu rozliczeniowego, z zastrzeżeniem
ust. 4.
4.
W wyliczaniu wielkości korekty należy uwzględnić sezonowość poboru energii elektrycznej
oraz inne udokumentowane okoliczności mające wpływ na wielkość poboru tej energii.
§ 39.
1.
W przypadku niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego będącego własnością
odbiorcy, która skutkuje niewłaściwym rejestrowaniem zużycia energii trwającym dłużej
niż trzy miesiące, do rozliczeń przyjmuje się średniodobowe zużycie energii w porównywalnym
okresie rozliczeniowym, pomnożone przez liczbę dni, w których ten element układu był
niesprawny, oraz stawki opłat z grupy taryfowej, do której był zakwalifikowany odbiorca,
o ile umowa nie stanowi inaczej.
2.
W przypadku niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego będącego własnością
odbiorcy, uniemożliwiającej określenie ilości pobranej mocy maksymalnej, trwającej
dłużej niż trzy miesiące, w rozliczeniach za zużycie mocy maksymalnej przyjmuje się
wartości mocy przyłączeniowej, o ile umowa nie stanowi inaczej.
3.
W przypadku trwającej dłużej niż jeden okres rozliczeniowy niesprawności elementu
układu pomiarowo-rozliczeniowego, będącego własnością odbiorcy, uniemożliwiającej
określenie ilości pobranej energii w strefach, do rozliczenia stosuje się stawki opłat
z grupy taryfowej, według której możliwe jest dokonywanie rozliczeń w oparciu o sprawne
urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe.
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 pobranej w poszczególnych
strefach czasowych doby ustala się na podstawie proporcji odniesionych 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.
§ 40.
1.
Za niedotrzymanie określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych poziomów odchyleń
napięcia od napięcia znamionowego oblicza się bonifikatę, oznaczoną symbolem „WUT”, [w zł]:
1)
jeżeli wartość odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych nie przekracza
10%, odbiorcy przysługuje bonifikata w okresie doby, w wysokości obliczonej według
wzoru:
\(
W_{UT} = [{{\Delta U} \over {10\% }}]^2 \times A_T \times C_T
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
2)
jeżeli wartość odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych przekracza
10%, odbiorcy przysługuje bonifikata w okresie doby, w łącznej wysokości obliczonej
według wzoru:
\(
W_{UT} = A_T \times C_T + b_{rT} \times t_T
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
2.
W okresie, w którym nie były dotrzymane parametry jakościowe energii elektrycznej,
a układ pomiarowo-rozliczeniowy uniemożliwia 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 energii elektrycznej
nie zostały dotrzymane, do całkowitej liczby godzin w okresie rozliczeniowym.
§ 41.
1.
Za każdą niedostarczoną jednostkę energii elektrycznej odbiorcy końcowemu:
1)
przyłączonemu do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV przysługuje bonifikata
w wysokości dziesięciokrotności ceny energii elektrycznej, o której mowa w art. 23
ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, za okres, w którym wystąpiła przerwa w dostarczaniu tej
energii;
2)
przyłączonemu do sieci innych napięć niż te, o których mowa w pkt 1, przysługuje bonifikata
w wysokości pięciokrotności ceny energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust.
2 pkt 18 lit. b ustawy, za okres, w którym wystąpiła przerwa w dostarczaniu tej energii.
2.
Ilość niedostarczonej energii elektrycznej w dniu, w którym miała miejsce przerwa
w jej dostarczaniu, ustala się na podstawie poboru tej energii w odpowiednim dniu
poprzedniego tygodnia, z uwzględnieniem czasu dopuszczalnych przerw określonych w
umowie lub odrębnych przepisach.
§ 42.
W przypadku niedotrzymania przez przedsiębiorstwo energetyczne standardów jakościowych
obsługi odbiorców, o ile umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa o świadczenie
usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa nie
stanowią inaczej, odbiorcom przysługują bonifikaty w następującej wysokości:
1)
za nieprzyjęcie zgłoszeń lub reklamacji od odbiorcy - w wysokości 1/50 przeciętnego
wynagrodzenia w gospodarce narodowej w roku kalendarzowym poprzedzającym rok zatwierdzenia
taryfy, określonego w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego ogłaszanym
w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski”;
2)
za nieuzasadnioną zwłokę w usuwaniu zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej,
spowodowanych nieprawidłową pracą sieci - w wysokości 1/15 wynagrodzenia, o którym
mowa w pkt 1;
3)
za odmowę udzielenia odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie
wznowienia dostarczania energii elektrycznej, przerwanego z powodu awarii sieci -
w wysokości 1/50 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;
4)
za niepowiadomienie, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie
planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, w formie ogłoszeń prasowych,
internetowych, komunikatów radiowych lub telewizyjnych albo w inny sposób przyjęty
na danym terenie, odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym
niż 1 kV - w wysokości 1/50 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;
5)
za niepowiadomienie w formie indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych
lub za pomocą innego środka komunikacji elektronicznej, co najmniej z pięciodniowym
wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej,
odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV - w wysokości
1/10 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;
6)
za niepoinformowanie na piśmie, co najmniej z tygodniowym wyprzedzeniem, odbiorców
zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV o zamierzonej zmianie nastawień
w automatyce zabezpieczeniowej i innych parametrach mających wpływ na współpracę ruchową
z siecią - w wysokości 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;
7)
za niepoinformowanie na piśmie, co najmniej z rocznym wyprzedzeniem, odbiorców zasilanych
z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV o konieczności dostosowania instalacji
do zmienionych warunków zasilania - w wysokości 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa
w pkt 1;
8)
za niepoinformowanie na piśmie, co najmniej z trzyletnim wyprzedzeniem, odbiorców
zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV o konieczności dostosowania
instalacji do zmienionego napięcia znamionowego, podwyższonego poziomu mocy zwarcia
i innych warunków funkcjonowania sieci - w wysokości 1/10 wynagrodzenia, o którym
mowa w pkt 1;
9)
za nieuzasadnioną odmowę odpłatnego podjęcia stosownych czynności w sieci w celu umożliwienia
bezpiecznego wykonania przez odbiorcę lub inny podmiot prac w obszarze oddziaływania
tej sieci - w wysokości 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;
10)
za nieudzielenie, na żądanie odbiorcy, informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych
taryf - w wysokości 1/50 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;
11)
za przedłużenie czternastodniowego terminu rozpatrzenia wniosku lub reklamacji odbiorcy
w sprawie zasad rozliczeń i udzielenia odpowiedzi, za każdy dzień zwłoki - w wysokości
1/250 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;
12)
za przedłużenie czternastodniowego terminu sprawdzenia prawidłowości działania układu
pomiarowo-rozliczeniowego lub czternastodniowego terminu laboratoryjnego sprawdzenia
prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego, za każdy dzień zwłoki -
w wysokości 1/250 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1;
13)
za uniemożliwienie wykonania dodatkowej ekspertyzy badanego układu pomiarowo-rozliczeniowego,
na wniosek odbiorcy złożony w ciągu 30 dni od dnia otrzymania wyniku badania laboratoryjnego
- w wysokości 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1.
§ 43.
1.
Za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz parametrów jakościowych
energii elektrycznej określonych w odrębnych przepisach odbiorcom przysługują bonifikaty
w wysokości określonej w taryfie lub umowie.
2.
Przedsiębiorstwo energetyczne udziela odbiorcom bonifikat, o których mowa w ust. 1,
w terminie 30 dni od dnia, w którym nastąpiło niedotrzymanie standardów jakościowych
obsługi odbiorców lub parametrów jakościowych energii elektrycznej określonych w odrębnych
przepisach.
3.
Przedsiębiorstwo energetyczne, z którym odbiorca posiada zawartą umowę sprzedaży,
umowę przesyłania lub dystrybucji albo umowę kompleksową, zamieszcza na fakturze wielkość
przerw w dostawach podlegających bonifikacie.
§ 44.
1.
Jeżeli energia elektryczna jest pobierana bez zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej
albo umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo
umowy kompleksowej, przedsiębiorstwo energetyczne świadczące usługi przesyłania lub
dystrybucji energii elektrycznej lub usługi kompleksowe może obciążyć podmiot nielegalnie
pobierający tę energię opłatami w wysokości pięciokrotności stawek opłat określonych
w taryfie dla jednostrefowej grupy taryfowej, do której ten podmiot byłby zakwalifikowany,
zgodnie z kryteriami określonymi 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
ilości energii elektrycznej uwzględniające rzeczywistą możliwość pobierania energii
przez dany podmiot wynikające z mocy i rodzaju zainstalowanych odbiorników.
2.
Jeżeli energia elektryczna jest pobierana z całkowitym lub częściowym pominięciem
układu pomiarowo-rozliczeniowego lub poprzez ingerencję w ten układ mającą wpływ na
zafałszowanie pomiarów dokonywanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy, przedsiębiorstwo
energetyczne może obciążyć odbiorcę opłatami w przypadku:
1)
udowodnionego okresu nielegalnego pobierania energii elektrycznej, w wysokości dwukrotności
stawek opłat określonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zakwalifikowany
odbiorca, oraz w wysokości dwukrotności cen energii elektrycznej, o których mowa w
art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, przyjmując wielkości mocy umownej i zużycia tej
energii, jakie wystąpiły w analogicznym okresie przed powstaniem nielegalnego pobierania
energii elektrycznej lub po jego ustaniu; opłaty oblicza się dla każdego miesiąca,
w którym nastąpiło nielegalne pobieranie energii elektrycznej;
2)
gdy nie można ustalić ilości nielegalnie pobranej energii elektrycznej, w wysokości
dwukrotności stawek opłat określonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest
zakwalifikowany odbiorca, oraz w wysokości dwukrotności cen energii elektrycznej,
o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, przyjmując ilości energii elektrycznej
uwzględniające rzeczywistą możliwość pobierania energii przez danego odbiorcę wynikające
z mocy i rodzaju zainstalowanych odbiorników.
3.
Opłaty, o których mowa w ust. 2 pkt 1, oblicza się dla całego nieobjętego przedawnieniem
okresu udowodnionego nielegalnego pobierania energii elektrycznej.
4.
Ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 i ust. 2 pkt 2, nie mogą być
większe niż określone w taryfach ryczałtowe ilości zużycia energii.
5.
Przedsiębiorstwo energetyczne może ustalić w taryfie opłaty za wykonywanie następujących
czynności związanych ze stwierdzeniem nielegalnego pobierania energii elektrycznej:
1)
wymianę uszkodzonego przez odbiorcę licznika lub innego urządzenia pomiarowego;
2)
sprawdzenie stanu technicznego układu pomiarowo-rozliczeniowego i założenie nowych
plomb na zabezpieczeniu głównym w układzie pomiarowo-rozliczeniowym lub na innym elemencie
podlegającym oplombowaniu w miejsce zerwanych przez odbiorcę plomb lub przez niego
uszkodzonych;
3)
poddanie urządzenia pomiarowo-rozliczeniowego ponownej legalizacji z powodu zerwania
przez odbiorcę plomb legalizacyjnych lub ich naruszenia;
4)
założenie na wskaźniku mocy 15-minutowej lub innym urządzeniu związanym z pomiarem
tej mocy plomby w miejsce plomby zerwanej lub naruszonej przez odbiorcę.
§ 45.
1.
Przez ponadumowny pobór energii biernej przez odbiorcę rozumie się ilość energii elektrycznej
biernej odpowiadającą:
1)
współczynnikowi mocy tgφ wyższemu od umownego współczynnika tgφ0(niedokompensowanie) i stanowiącą nadwyżkę energii biernej indukcyjnej ponad ilość
odpowiadającą wartości współczynnika tgφ0lub
2)
indukcyjnemu współczynnikowi mocy przy braku poboru energii elektrycznej czynnej,
lub
3)
pojemnościowemu współczynnikowi mocy (przekompensowanie) zarówno przy poborze energii
elektrycznej czynnej, jak i przy braku takiego poboru.
2.
Rozliczeniami za pobór energii biernej są objęci odbiorcy zasilani z sieci średniego,
wysokiego i najwyższego napięcia. Rozliczeniami tymi mogą być objęci w uzasadnionych
przypadkach także odbiorcy zasilani z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż
1 kV, którzy użytkują odbiorniki o charakterze indukcyjnym, o ile zostało to określone
w warunkach przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej,
lub umowie kompleksowej.
3.
Opłacie podlega w okresie rozliczeniowym ponadumowny pobór energii biernej określony
jako nadwyżka tej energii ponad ilość odpowiadającą wartości współczynnika tgφ0- gdy tgφ > tgφ0, zmierzona w strefach, w których jest prowadzona kontrola poboru tej energii, lub
całodobowo w zależności od rodzaju zainstalowanego układu pomiarowego.
4.
Wartość współczynnika mocy tgφ0określa się w warunkach przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług przesyłania
lub dystrybucji energii elektrycznej, lub umowie kompleksowej. Wartość współczynnika
mocy przyjmuje się w wysokości tgφ0= 0,4, chyba że indywidualna ekspertyza uzasadnia wprowadzenie niższej wartości. Wartość
współczynnika mocy tgφ0nie może być niższa od wartości 0,2. Jeżeli wartość współczynnika tgφ0nie została określona w warunkach przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług dystrybucji
energii elektrycznej, lub umowie kompleksowej, do rozliczeń przyjmuje się wartość
tgφ0= 0,4.
5.
Wartość współczynnika mocy tgφ określa się jako iloraz energii biernej pobranej całodobowo
lub w strefach czasowych, w których jest dokonywana kontrola poboru energii biernej
[w Mvarh lub kvarh] i energii czynnej pobranej całodobowo lub w strefach czasowych,
w których jest dokonywana ta kontrola [w MWh lub kWh], z zastrzeżeniem ust. 7.
6.
Opłatę za nadwyżkę energii biernej pobranej ponad ilość wynikającą ze współczynnika
tgφ0wokresie rozliczeniowym, o której mowa w ust. 1 pkt 1, całodobowo lub dla stref czasowych,
w których jest prowadzona kontrola poboru tej energii, oblicza się według wzoru:
\(
O_b = k \times C_{rk} \times \left( {\sqrt {{{1 + tg^2 \varphi } \over {1 + tg^2
\varphi _0 }} - 1} } \right) \times A
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
7.
W uzasadnionych przypadkach, przy występowaniu szybkozmiennych obciążeń mocą bierną,
rozliczanie ponadumownego poboru energii biernej ponad wartość współczynnika tgφ0jest przeprowadzane na podstawie bezpośredniego pomiaru nadwyżki energii biernej.
Opłata w okresie rozliczeniowym jest naliczana zgodnie z ust. 6, z uwzględnieniem
współczynnika tgφ ustalonego według wzoru:
\(
tg\varphi = {{\Delta E_b } \over A} + tg\varphi _0
\)
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
8.
Odbiorca ponosi w okresie rozliczeniowym opłatę wynikającą z iloczynu całej ilości
energii biernej, o której mowa w ust. 1 pkt 2 i 3, i ustalonej w taryfie krotności
„k” ceny energii elektrycznej [w zł/MWh lub zł/kWh], o której mowa w art. 23 ust.
2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującej w dniu zatwierdzenia taryfy.
9.
Opłaty za ponadumowny pobór energii biernej w okresie rozliczeniowym nie pobiera się
w rozliczeniach między:
1)
operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego
elektroenergetycznego posiadającym co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii
elektrycznej połączone siecią tego operatora, w odniesieniu do tych miejsc dostarczania;
2)
operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy posiada
co najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią
tego operatora.
10.
W przypadku gdy konfiguracja sieci oraz miejsce zainstalowania układów pomiarowo-rozliczeniowych
nie odwzorowują rzeczywistych rozpływów mocy oraz energii biernej pobieranej lub oddawanej
do sieci przedsiębiorstwa energetycznego, wielkość energii biernej podlegającą rozliczeniu
ustala się na podstawie odpowiednich pomiarów właściwych dla miejsca dostarczania,
przeprowadzonych przez przedsiębiorstwo energetyczne, odbiorcę lub niezależną jednostkę,
w sposób przez nie uzgodniony, o ile umowa nie stanowi inaczej.
§ 46.
1.
Przedsiębiorstwo energetyczne monitoruje pobór mocy czynnej pobieranej przez odbiorcę,
zwanej dalej „mocą pobraną”, i mocy czynnej oddawanej do sieci przez podmiot przyłączony
oraz wyznacza wielkości nadwyżek mocy pobranej ponad moc umowną określoną w umowie
o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji albo umowie kompleksowej.
2.
Nadwyżki mocy czynnej wyznacza się dla każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich
wartości tej mocy rejestrowanych w okresach piętnastominutowych lub dla każdej godziny
okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy rejestrowanych w okresach godzinowych,
o ile układy pomiarowo-rozliczeniowe uniemożliwiają rejestrację w cyklu piętnastominutowym,
lub jako maksymalną wielkość tej nadwyżki mocy wyznaczoną w okresie rozliczeniowym,
o ile układy pomiarowo-rozliczeniowe uniemożliwiają rejestrację w cyklu piętnastominutowym
i godzinowym.
3.
Za przekroczenie mocy umownej określonej w umowach, o których mowa w ust. 1, jest
pobierana opłata w wysokości stanowiącej iloczyn składnika stałego stawki sieciowej
oraz:
1)
sumy dziesięciu największych wielkości nadwyżek mocy pobranej ponad moc umowną albo
2)
dziesięciokrotności maksymalnej wielkości nadwyżki mocy pobranej ponad moc umowną,
zarejestrowanej w okresie rozliczeniowym, jeżeli urządzenia pomiarowe nie pozwalają
na zastosowanie sposobu wskazanego w pkt 1.
4.
Opłata, o której mowa w ust. 3, jest ustalana i pobierana za każdy miesiąc, w którym
nastąpiło przekroczenie, z wyjątkiem przypadku, o którym mowa w ust. 3 pkt 2, gdy
opłata jest ustalana i pobierana w okresie rozliczeniowym.
5.
Jeżeli dostarczanie energii elektrycznej odbywa się z kilku niezależnych miejsc jej
dostarczania, opłatę za przekroczenie mocy umownej oblicza się oddzielnie dla każdego
miejsca, w którym nastąpiło przekroczenie tej mocy. Niezależnymi miejscami dostarczania
energii elektrycznej nie są miejsca, za którymi występuje naturalne sumowanie pobranej
mocy lub w których, zgodnie z umową o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji
energii elektrycznej albo z umową kompleksową, moc pobrana jest kontrolowana za pomocą
sumatora.
6.
W przypadku gdy moc umowna jest wyznaczana z uwzględnieniem współczynników odzwierciedlających
specyfikę układu zasilania, sposób wyznaczania mocy pobranej określa umowa o świadczenie
usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa.
7.
Opłaty za przekroczenia mocy umownej w okresie rozliczeniowym nie pobiera się w rozliczeniach
między:
1)
operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego
elektroenergetycznego posiadającym co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii
elektrycznej połączone siecią tego operatora, w odniesieniu do tych miejsc dostarczania;
2)
operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy posiada
co najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią
tego operatora.
8.
Jeżeli dostarczanie energii elektrycznej odbywa się z kilku niezależnych miejsc jej
dostarczania, a wskutek awarii w sieci przedsiębiorstwa lub wyłączenia lub załączania
urządzeń elektroenergetycznych na potrzeby tego przedsiębiorstwa wzrasta suma mocy
podlegającej opłacie, opłatę za przekroczenie mocy oblicza się jedynie od wartości
przekraczającej łączną moc umowną, z wyjątkiem sytuacji, w której awaria w sieci lub
wyłączenie urządzeń nastąpiły w wyniku przeciążeń lub zakłóceń spowodowanych pracą
urządzeń odbiorcy.
§ 47.
1.
W przypadku gdy jest zamawiana różna wielkość mocy umownej na poszczególne miesiące
roku albo gdy moc umowna jest zmieniana w trakcie obowiązywania taryfy, szczegółowy
sposób dokonywania rozliczeń określa umowa.
2.
Jeżeli odbiorca, za zgodą przedsiębiorstwa energetycznego, do którego sieci są przyłączone
jego urządzenia, instalacje lub sieci, dokonuje zmniejszenia mocy umownej, w rozliczeniach
za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej składnik stały
stawki sieciowej zwiększa się o 10% dla całego okresu objętego korektą.
3.
Przepisów ust. 1 i 2 nie stosuje się do sieciowych miejsc dostarczania energii elektrycznej
oraz połączeń sieci operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, dla
których moc umowna jest wyznaczana zgodnie z § 16 ust. 7-10.
Rozdział 5
Przepisy epizodyczne, przejściowe i końcowe
§ 48.
1.
W okresie do dnia 31 grudnia 2018 r. bonifikata za niedotrzymanie standardów jakościowych
obsługi odbiorców oraz parametrów jakościowych energii elektrycznej określonych w
odrębnych przepisach udzielana jest odbiorcom, w wysokości określonej w taryfie lub
umowie, na ich wniosek.
2.
Przedsiębiorstwo energetyczne rozpatruje wniosek, o którym mowa w ust. 1, w terminie
30 dni od dnia jego otrzymania.
§ 49.
Taryfy przedsiębiorstw energetycznych obowiązujące w dniu wejścia w życie rozporządzenia
lub zatwierdzone przed tym dniem obowiązują przez okres określony w decyzjach Prezesa
Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdzających te taryfy.
§ 50.
Do spraw wszczętych, a niezakończonych przed dniem wejścia w życie rozporządzenia,
stosuje się przepisy tego rozporządzenia.
§ 51.
Rozporządzenie wchodzi w życie z dniem ogłoszenia, z wyjątkiem § 43 ust. 2 i 3, które
wchodzą w życie z dniem 1 stycznia 2019 r.3)Niniejsze rozporządzenie było poprzedzone rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia
18 sierpnia 2011 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf
oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z 2013 r. poz. 1200), które traci
moc z dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia zgodnie z art. 58 ust. 2 ustawy
z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej (Dz. U. poz. 831).
1)
Minister Energii kieruje działem administracji rządowej - energia, na podstawie §
1 ust. 2 pkt 1 rozporządzenia Prezesa Rady Mini
2)
Zmiany wymienionego rozporządzenia zostały ogłoszone w Dz. Urz. UE L 115 z 25.04.2013,
str. 39 oraz Dz. Urz. UE L 163 z 15.06.2013, str. 1.
3)
Niniejsze rozporządzenie było poprzedzone rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia
18 sierpnia 2011 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf
oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z 2013 r. poz. 1200), które traci
moc z dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia zgodnie z art. 58 ust. 2 ustawy
z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej (Dz. U. poz. 831).