Sposób kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposób rozliczeń w obrocie energią elektryczną

ROZPORZĄDZENIE

MINISTRA ENERGII ¹

z dnia 3 września 2026 r.

w sprawie sposobu kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposobu rozliczeń w obrocie energią elektryczną

Na podstawie art. 46 ust. 3 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2026 r. poz. 43, 516, 607 i 900) zarządza się, co następuje:

Rozdział  1

Przepisy ogólne

§ 1. Rozporządzenie określa sposób kształtowania i kalkulacji taryf dla energii elektrycznej oraz sposób rozliczeń w obrocie energią elektryczną, w tym:

1) kryteria podziału odbiorców na grupy taryfowe;

2) podział podmiotów przyłączanych na grupy przyłączeniowe;

3) szczegółowe zasady ustalania opłat za przyłączenie do sieci, w tym sposób kalkulowania stawek opłat za przyłączenie;

4) rodzaje cen i stawek opłat dla każdej koncesjonowanej działalności gospodarczej oraz sposób ich kalkulowania;

5) sposób uwzględniania w taryfach:

a) kosztów uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia,

b) rekompensat, o których mowa w art. 49 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (Dz. Urz. UE L 158 z 14.06.2019, str. 54, z późn. zm.), zwanego dalej "rozporządzeniem 2019/943",

c) kosztów, o których mowa w art. 45 ust. 1a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, zwanej dalej "ustawą",

d) kosztów związanych z wykorzystaniem usług systemowych nabywanych od odbiorców energii na podstawie art. 9c ust. 2 pkt 8 ustawy,

e) kosztów wskazanych w art. 11d ust. 5 ustawy,

f) kosztów wynikających ze stosowania przepisów wydanych na podstawie art. 11 ust. 6 i 7 ustawy,

g) kosztów działań, o których mowa w art. 11c ust. 2 ustawy, poniesionych w roku poprzedzającym rok kalkulacji taryfy,

h) kosztów, o których mowa w art. 45 ust. 1m i 1n ustawy;

6) sposób uwzględniania w taryfach poprawy efektywności, instalowania u odbiorców końcowych liczników zdalnego odczytu i zmiany warunków wykonywanej działalności przez przedsiębiorstwa energetyczne;

7) sposób uwzględniania w taryfach stopnia niewykonania harmonogramu inwestycji priorytetowych, o których mowa w art. 16 ust. 1a ustawy;

8) sposób prowadzenia rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi, w tym w zakresie określonym w art. 45 ust. 1a ustawy oraz w ramach sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej;

9) sposób prowadzenia rozliczeń za energię elektryczną pobieraną z sieci i wprowadzaną do sieci przez magazyn energii elektrycznej, w tym sposób obliczania współczynnika, o którym mowa w art. 45 ust. 10 ustawy;

10) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi, w tym w ramach sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej;

11) sposób ustalania opłat za ponadumowny pobór energii biernej i przekroczenia mocy;

12) sposób ustalania opłat za nielegalny pobór energii elektrycznej;

13) zakres usług wykonywanych na dodatkowe zlecenie odbiorcy i sposób ustalania opłat za te usługi;

14) minimalny zakres informacji umieszczanych na fakturach za energię elektryczną oraz minimalne wymagania dotyczące informacji o rozliczeniach;

15) sposób ustalania opłaty, o której mowa w art. 7aa ust. 4 ustawy;

16) sposób określania wysokości opłaty na pokrycie kosztów utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, o której mowa w art. 7aa ust. 4 ustawy.

§ 2. Użyte w rozporządzeniu określenia oznaczają:

1) grupa przyłączeniowa - grupę podmiotów, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci, podzielonych w następujący sposób:

a) grupę I stanowią podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kV,

b) grupę II stanowią podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym 110 kV,

c) grupę III stanowią podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, jednak niższym niż 110 kV,

d) grupę IV stanowią podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym niewyższym niż 1 kV oraz o mocy przyłączeniowej większej niż 40 kW,

e) grupę V stanowią podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym niewyższym niż 1 kV oraz o mocy przyłączeniowej niewiększej niż 40 kW,

f) grupę VI stanowią podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci przez 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, jednak niedłuższy niż rok;

2) grupa taryfowa - grupę odbiorców kupujących energię elektryczną lub korzystających z usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo usługi kompleksowej, w odniesieniu do których stosuje się jeden zestaw cen lub stawek opłat i warunków stosowania tych cen lub stawek opłat;

3) miejsce dostarczania energii elektrycznej - punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne dostarcza energię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie do sieci lub w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, lub 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 piętnastominutowych, służącą do zaprojektowania przyłącza;

6) moc umowna - moc czynną pobieraną lub wprowadzaną do sieci, określoną:

a) w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej jako wartość niemniejsza niż wyznaczona jako wartość maksymalna ze średniej wartości mocy w okresie piętnastu minut, z uwzględnieniem współczynników odzwierciedlających specyfikę układu zasilania odbiorcy, albo

b) w 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) w 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) obiekt przemysłowy - budynek lub budowlę w rozumieniu ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. - Prawo budowlane (Dz. U. z 2026 r. poz. 524, 605, 646 i 1161), a także ich wyodrębnione części, albo zespół budynków lub budowli, mieszczące się pod jednym adresem lub w jednej lokalizacji, tworzący zorganizowany funkcjonalnie i technicznie zespół urządzeń technicznych połączonych sieciami lub instalacjami elektroenergetycznymi użytkowanymi przez jednego odbiorcę końcowego, zasilany energią elektryczną przy wykorzystaniu jednego lub więcej przyłączy tworzących kompletny układ zasilania i w którym energia elektryczna jest wykorzystywana wyłącznie na potrzeby realizacji, w ramach prowadzonej działalności gospodarczej, procesów przemysłowych rozumianych jako powiązany technologicznie ciąg czynności lub operacji wykonywanych przy użyciu maszyn, urządzeń, instalacji lub linii technologicznych, których bezpośrednim celem jest wydobycie, wytworzenie, przetworzenie, obróbka, uszlachetnienie, montaż albo przygotowanie produktów, półproduktów lub surowców, wraz z procesami pomocniczymi niezbędnymi do ich prowadzenia, jeżeli pozostają one w bezpośrednim związku funkcjonalnym z tymi czynnościami;

8) okres regulacji - okres, na jaki zostały ustalone wartości współczynników korekcyjnych, o których mowa w § 24;

9) okres rozliczania niezbilansowania - okres rozliczania niezbilansowania w rozumieniu art. 2 pkt 10 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 6, z późn. zm.), zwanego dalej "rozporządzeniem 2017/2195";

10) przyłącze - odcinek lub element sieci służące do połączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, dostosowane do mocy przyłączeniowej z pozostałą częścią sieci przedsiębiorstwa energetycznego, które świadczy na rzecz podmiotu przyłączanego usługę przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;

11) rezerwa mocy - rezerwę mocy czynnej w rozumieniu art. 3 ust. 2 pkt 16 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485 z dnia 2 sierpnia 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej (Dz. Urz. UE L 220 z 25.08.2017, str. 1, z późn. zm.);

12) 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;

13) usługi sieciowe - usługi świadczone w ramach zarządzania ograniczeniami sieciowymi aktywowane poza zintegrowanym procesem grafikowania w rozumieniu art. 2 pkt 19 rozporządzenia 2017/2195.

Rozdział  2

Sposób kształtowania taryf

§ 3. Przedsiębiorstwo energetyczne ustala taryfę w sposób zapewniający:

1) pokrycie kosztów uzasadnionych w zakresie określonym w art. 45 ustawy;

2) eliminowanie subsydiowania skrośnego.

§ 4. Przedsiębiorstwo energetyczne, ustalając taryfę, może wprowadzić zachęty dla użytkowników systemu elektroenergetycznego do korzystania z tego systemu w sposób wspierający:

1) bezpieczeństwo pracy tego systemu, rozumiane jako utrzymanie stabilności i niezawodności dostaw energii, oraz

2) efektywność kosztową, rozumianą jako ograniczanie kosztów funkcjonowania tego systemu przez racjonalizację obciążenia sieci i zwiększenie elastyczności poboru energii.

§  5.

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

1) grupy taryfowe i szczegółowe kryteria podziału odbiorców na te grupy;

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 oraz 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 tego 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 o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej.

§  6.

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) przekroczenie 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) przekroczenie 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) stawki opłat abonamentowych;

3) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców.

§  7.

1. Podziału odbiorców na grupy taryfowe dokonuje się w zależności od poziomu kosztów uzasadnionych ponoszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne na dostarczanie energii elektrycznej do tych odbiorców na podstawie następujących kryteriów:

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 § 6, mogą być różnicowane dla poszczególnych grup taryfowych z uwzględnieniem podziału doby i roku na strefy i okresy czasowe. Taryfa może przewidywać więcej niż jeden sposób podziału doby na strefy czasowe.

3. Przedsiębiorstwo energetyczne może, niezależnie od poziomu napięcia znamionowego sieci, utworzyć odrębną grupę taryfową dla odbiorców przyłączonych do sieci, których instalacje, za zgodą tego przedsiębiorstwa, nie są wyposażone w układy pomiarowo-rozliczeniowe, wykorzystujących energię elektryczną do zasilania w szczególności silników syren alarmowych, stacji ochrony katodowej gazociągów oraz oświetlania reklam, a także w przypadku krótkotrwałego poboru energii elektrycznej trwającego niedłużej niż rok.

4. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej tworzy odrębną grupę taryfową dla odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych, tak aby stymulować tych odbiorców do zużywania większej ilości energii elektrycznej w godzinach od 22.00 do 6.00.

5. W grupie taryfowej, o której mowa w ust. 4, obowiązują stawki opłat w wysokości jak w grupie taryfowej dla odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych z jednostrefowym rozliczeniem za usługi dystrybucji energii elektrycznej, z tym że:

1) w godzinach od 22.00 do 6.00 przedsiębiorstwo energetyczne w pierwszym roku od dnia, w którym zaliczono odbiorcę 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 przekraczającej ilość energii elektrycznej zużytej w analogicznym okresie rozliczeniowym poprzedzającego roku;

2) w odniesieniu do nowego miejsca dostarczania energii elektrycznej dla odbiorcy z grupy taryfowej, o której mowa w ust. 4, któremu przedsiębiorstwo energetyczne nie świadczyło usługi dystrybucji energii elektrycznej dłużej niż rok, przyjmuje się, że zużycie energii elektrycznej, o którym mowa w pkt 1, wynosiło 0 kWh;

3) w kolejnych latach od dnia, w którym zaliczono odbiorcę 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, w którym zaliczono odbiorcę do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 4;

4) w odniesieniu do odbiorców, o których mowa w pkt 2 i 3, w godzinach od 22.00 do 6.00 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 przekraczającej ilość energii elektrycznej zużytej w analogicznym okresie roku poprzedzającego pierwszy rok, w którym zaliczono odbiorcę do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 4;

5) 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.

6. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej może utworzyć odrębną grupę taryfową dla odbiorców, którzy zużywają energię elektryczną na potrzeby drogowego elektrycznego transportu publicznego i rozwoju tego transportu.

7. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej tworzy grupę taryfową dla odbiorców przyłączonych do sieci, którzy wykorzystują energię elektryczną wyłącznie na potrzeby funkcjonowania ogólnodostępnej stacji ładowania, w tym świadczenia usług ładowania, zgodnie z ustawą z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych (Dz. U. z 2024 r. poz. 1289, 1853 i 1881), z uwzględnieniem kryteriów określonych w ust. 1 pkt 1-4.

8. Odbiorca, który wybrał do rozliczeń z przedsiębiorstwem energetycznym wykonującym działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej grupę taryfową, o której mowa w ust. 7, jest rozliczany na podstawie tej taryfy przez cały okres obowiązywania umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej albo umowy kompleksowej, zawartych między tym odbiorcą a przedsiębiorstwem energetycznym.

9. W odniesieniu do odbiorców, o których mowa w ust. 7, przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej w rozliczeniach za usługi dystrybucji energii elektrycznej stosuje stawki opłat obowiązujące w grupie taryfowej z rozliczeniem jednostrefowym dla danego poziomu napięcia oraz danej mocy umownej, przy czym w przypadku, gdy stopień wykorzystania mocy umownej S_m jest:

1) równy 0,100 lub niższy, z uwzględnieniem współczynnika korygującego w wysokości:

a) 25 % dla kalkulacji opłat wynikających ze składnika stałego stawki sieciowej oraz

b) 200 % dla kalkulacji opłaty z tytułu składnika zmiennego stawki sieciowej;

2) wyższy niż 0,100, z uwzględnieniem pełnej wartości składnika stałego stawki sieciowej oraz współczynnika korygującego w wysokości 150 % dla kalkulacji opłaty z tytułu składnika zmiennego stawki sieciowej.

10. Stopień wykorzystania mocy umownej S_m, o którym mowa w ust. 9, oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

E_o - łączną ilość energii elektrycznej pobranej w miejscu dostarczania energii elektrycznej przez odbiorcę na potrzeby, o których mowa w ust. 7, w okresie roku kończącego się z dniem ostatniego dokonanego odczytu, wyrażoną w MWh lub kWh,

P - moc umowną dla danego odbiorcy wyznaczoną jako średnia moc umowna w okresie roku kończącego się z dniem ostatniego dokonanego odczytu, wyrażoną w MW lub w kW,

l_o - liczbę dni w okresie roku kończącego się z dniem ostatniego dokonanego odczytu.

11. W odniesieniu do nowego miejsca dostarczania energii elektrycznej dla odbiorcy z grupy taryfowej, o której mowa w ust. 7, lub w przypadku odbiorcy z grupy taryfowej, o której mowa w ust. 7, który zużywał energię elektryczną w okresie krótszym niż rok, do czasu zakończenia tego okresu stosuje się rozliczenia zgodnie z ust. 9 pkt 1.

12. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej oraz przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność w zakresie obrotu energią elektryczną tworzą grupę taryfową dla odbiorców przyłączonych do sieci, niezależnie od poziomu napięcia znamionowego sieci, będących jednostkami ochrony przeciwpożarowej, o których mowa w ustawie z dnia 17 grudnia 2021 r. o ochotniczych strażach pożarnych (Dz. U. z 2025 r. poz. 244 i 900 oraz z 2026 r. poz. 180, 426 i 1159).

13. Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji lub przesyłania energii elektrycznej tworzy odrębną grupę taryfową dla odbiorców końcowych na potrzeby dostaw energii elektrycznej do obiektów przemysłowych wykorzystywanych przez tych odbiorców, o ile taki odbiorca końcowy w zakresie danego obiektu przemysłowego spełnia łącznie następujące warunki:

1) posiada miejsce dostarczenia energii elektrycznej przyłączone bezpośrednio do sieci elektroenergetycznej takiego przedsiębiorstwa energetycznego;

2) korzysta z miejsc dostarczania energii elektrycznej zlokalizowanych w ramach tego samego obiektu przemysłowego;

3) w roku kalendarzowym (n-2), poprzedzającym o rok dany rok kalendarzowy (n), dla którego następuje kwalifikacja do grupy taryfowej, pobrał z sieci tego przedsiębiorstwa energetycznego i zużył w tym obiekcie przemysłowym na własne potrzeby, niezwiązane z magazynowaniem, wytwarzaniem, przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, nie mniej niż 50 GWh energii elektrycznej; do własnych potrzeb odbiorcy końcowego nie zalicza się energii elektrycznej rozliczanej przez takiego odbiorcę na rzecz innych podmiotów przyłączonych do instalacji takiego obiektu niebędących odbiorcami końcowymi lub energii elektrycznej dostarczanej przez takiego odbiorcę do innych odbiorców końcowych.

14. Spełnienie warunku, o którym mowa w ust. 13 pkt 3, ocenia się łącznie dla wszystkich punktów wchodzących w skład tego samego miejsca dostarczania energii elektrycznej w obiekcie przemysłowym, o którym mowa w ust. 13 pkt 2, przyłączonych bezpośrednio do sieci elektroenergetycznej.

15. W odniesieniu do odbiorców końcowych, o których mowa w ust. 13, w zakresie dostaw do obiektu przemysłowego, dla którego zostały spełnione warunki określone w ust. 13, w danym roku obowiązują stawki opłat w wysokości jak dla wielostrefowej grupy taryfowej dla odbiorców zużywających energię elektryczną na własne potrzeby niezwiązane z magazynowaniem, wytwarzaniem, przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, z tym że przedsiębiorstwo energetyczne stosuje obniżone stawki opłat:

1) w wysokości nieniższej niż 50 % składnika zmiennego stawki sieciowej obowiązującej w takiej grupie taryfowej;

2) w wysokości nieniższej niż 90 % składnika stałego stawki sieciowej obowiązującego w takiej grupie taryfowej.

16. Zakwalifikowanie odbiorcy końcowego do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 13, następuje na wniosek tego odbiorcy złożony przedsiębiorstwu energetycznemu, które jest stroną umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowy kompleksowej.

17. Wniosek, o którym mowa w ust. 16, zawiera oświadczenie odbiorcy końcowego o spełnieniu warunków określonych w ust. 13 oraz dane i dokumenty umożliwiające przedsiębiorstwu energetycznemu weryfikację spełnienia tych warunków, w szczególności w zakresie kwalifikacji obiektu jako obiektu przemysłowego, miejsc dostarczania energii elektrycznej, poziomu napięcia oraz wielkości zużycia energii elektrycznej.

18. Odbiorca końcowy jest obowiązany niezwłocznie poinformować przedsiębiorstwo energetyczne o zmianie okoliczności mających wpływ na spełnienie warunków zakwalifikowania do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 13.

§  8.

1. Odbiorcę, który pobiera energię elektryczną:

1) z kilku miejsc dostarczania tej energii położonych w sieci o różnych poziomach napięć - zalicza się do grup taryfowych oddzielnie w każdym z tych miejsc,

2) z kilku miejsc dostarczania energii elektrycznej położonych w sieci o jednakowych poziomach napięć - można zaliczyć do grup taryfowych oddzielnie w każdym z tych miejsc, a jeżeli energia elektryczna jest pobierana do zasilania jednego zespołu urządzeń z więcej niż jednego miejsca dostarczania energii elektrycznej na tym samym poziomie napięcia, odbiorca ten wybiera grupę taryfową jednakową dla wszystkich miejsc dostarczania energii elektrycznej

- 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 § 7 ust. 1, może być zaliczony w odniesieniu do danego miejsca dostarczania energii elektrycznej do więcej niż jednej grupy taryfowej, wybiera jedną spośród tych grup.

3. Odbiorca, o którym mowa w ust. 2, może wystąpić do przedsiębiorstwa energetycznego o zmianę grupy taryfowej nieczęściej niż raz na 12 miesięcy, a w przypadku zmiany stawek opłat - w okresie 60 dni od dnia wejścia w życie nowej taryfy. Warunki zmiany grupy taryfowej określają umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa.

Rozdział  3

Sposób kalkulacji cen i stawek opłat

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

§ 10. Uwzględniane w kalkulacji cen lub stawek opłat, o których mowa w § 9, koszty uzasadnione w odniesieniu do wykonywanej działalności gospodarczej w zakresie:

1) wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej - stanowią planowane na dany rok koszty uzasadnione przedsiębiorstwa energetycznego wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą;

2) obrotu energią elektryczną - stanowią planowane na dany rok koszty uzasadnione, o których mowa w § 23 ust. 1.

§  11.

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

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

2) na podstawie planowanej w danym roku okresu regulacji ilości energii elektrycznej przewidywanej do sprzedaży, wytworzenia, przesłania lub dystrybucji, a także wielkości mocy umownej, liczby odbiorców lub układów pomiarowo-rozliczeniowych.

2. Podstawę weryfikacji:

1) kosztów, o których mowa w § 10, stanowią porównywalne koszty poniesione przez przedsiębiorstwo energetyczne w roku kalendarzowym poprzedzającym rok ustalania taryfy, określone na podstawie sprawozdań finansowych w odniesieniu do poszczególnych rodzajów wykonywanej działalności gospodarczej zgodnie z art. 44 ust. 2 ustawy;

2) planowanej ilości energii elektrycznej, o której mowa w ust. 1 pkt 2, stanowią ilości energii elektrycznej wynikające z poprzednich okresów, a także wielkości mocy umownej.

3. Podstawę weryfikacji kosztów, o których mowa w § 10, mogą stanowić porównywalne koszty wykonywania działalności gospodarczej w przedsiębiorstwach energetycznych wykonujących tego samego rodzaju działalność gospodarczą w zbliżonych warunkach.

4. W odniesieniu do przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej w kosztach, o których mowa w § 10, uwzględnia się odrębnie dla każdej inwestycji priorytetowej, o której mowa w art. 16 ust. 1a ustawy, uzasadnioną stopę zwrotu z kapitału zaangażowanego w jej realizację ustaloną przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki na podstawie art. 23 ust. 2 pkt 3 lit. g ustawy, stosownie do stopnia niewykonania harmonogramu inwestycji priorytetowych.

§  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 tym przedsiębiorstwie metodą podziału kosztów. Przyjęta metoda podziału kosztów zapewnia podział kosztów odpowiadających zaangażowaniu zasobów przedsiębiorstwa energetycznego w zaopatrzenie w energię elektryczną odbiorców zaliczonych do poszczególnych grup taryfowych.

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

§  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, wyrażone w zł/MWh lub w zł/kWh;

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

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

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

1) składnik stały - za utrzymanie gotowości do świadczenia poszczególnych rodzajów usług systemowych, wyrażony w zł/h lub w zł/miesiąc, lub w zł/MW/h, lub w zł/kW/h, lub w zł/MW/miesiąc, lub w zł/kW/miesiąc;

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

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

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_sp - koszty stałe planowane na każdy rok okresu regulacji, wyrażone w zł, ustalone dla jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, z wyłączeniem kosztów, o których mowa w ust. 4,

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

P_dwi - moc dyspozycyjną planowaną na każdą godzinę dla danej jednostki wytwórczej lub grup takich jednostek, wyrażoną w MW/h lub w kW/h, wykorzystaną do produkcji energii elektrycznej, planowaną do sprzedaży w każdym roku okresu regulacji,

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

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

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

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

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

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

§  14.

1. Opłaty za przyłączenie do sieci ustala się dla podmiotów zaliczonych do grupy przyłączeniowej:

1) I, II, III oraz VI, przyłączanych do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, z wyłączeniem przyłączenia źródeł i sieci - na podstawie jednej czwartej rzeczywistych nakładów poniesionych na realizację przyłączenia;

2) IV, V oraz VI, przyłączanych do sieci o napięciu znamionowym niewyższym niż 1 kV, z wyłączeniem przyłączenia źródeł i sieci - na podstawie stawek opłat kalkulowanych zgodnie z art. 7 ust. 8 pkt 2 ustawy oraz w zależności od rodzaju tych stawek odpowiednio do wielkości mocy przyłączeniowej, długości odcinka sieci służącego do przyłączenia lub rodzaju tego odcinka (napowietrzny lub kablowy).

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

1) złącza kablowego wraz z jego obudową i wyposażeniem;

2) układu pomiarowo-rozliczeniowego i zabezpieczenia przedlicznikowego wraz z ich obudową i wyposażeniem do montażu.

3. W zależności od przyjętego rozwiązania technicznego przez obudowę, o której mowa w ust. 2, rozumie się szafkę złączowo-pomiarową zintegrowaną lub modułową wspólną dla złącza i układu pomiarowo-rozliczeniowego lub odpowiadające tej obudowie funkcjonalnie oddzielne szafki złączowe i pomiarowe lub szafki pomiarowe.

4. Przepisu ust. 2 pkt 2 nie stosuje się do przyłączy kablowych w budynkach wielolokalowych i w innych niż budynki wielolokalowe zespołach obiektów, w których lokalizacja układów pomiarowo-rozliczeniowych nie pokrywa się z lokalizacją złączy kablowych.

5. W nakładach, o których mowa w art. 7 ust. 8 ustawy, uwzględnia się wydatki ponoszone na wykonanie prac projektowych i geodezyjnych, uzgadnianie dokumentacji, uzyskanie pozwoleń na budowę, zakup materiałów do budowy odcinków sieci służących do przyłączenia podmiotów do sieci, z uwzględnieniem długości tych odcinków, roboty budowlano-montażowe wraz z nadzorem, wykonanie niezbędnych prób, koszty sporządzenia ekspertyzy wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny, a także koszty uzyskania praw do nieruchomości oraz zajęcia terenu, niezbędne do budowy lub eksploatacji urządzeń.

6. Podmiot przyłączany do sieci może wybrać, czy będzie zastosowane przyłącze napowietrzne czy kablowe, jeżeli wykonanie danego rodzaju przyłącza jest możliwe ze względów technicznych.

7. W przypadku obiektów wymagających wielostronnego układu zasilania opłatę za przyłączenie do sieci ustala się w sposób określony w ust. 1-5, z wyłączeniem opłaty za przyłączenie do sieci zasilania rezerwowego, którą ustala się na podstawie rzeczywistych nakładów związanych z tym przyłączeniem.

8. Za zwiększenie mocy przyłączeniowej dokonane na wniosek danego podmiotu zaliczonego do jednej z grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1:

1) pkt 1 - pobiera się opłatę ustaloną zgodnie z tym przepisem;

2) pkt 2 - pobiera się opłatę stanowiącą iloczyn stawki opłaty ustalonej w taryfie i przyrostu mocy przyłączeniowej.

9. Za wymianę lub przebudowę przyłącza bez zwiększenia jego mocy przyłączeniowej, dokonaną na wniosek przyłączonego podmiotu, opłatę ustala się na podstawie rzeczywistych nakładów związanych z tą wymianą lub przebudową.

10. Za wymianę lub przebudowę przyłącza związaną ze zwiększeniem jego mocy przyłączeniowej dokonaną na wniosek przyłączonego podmiotu zaliczonego do jednej z grup przyłączeniowych, o których mowa w ust. 1:

1) pkt 1 - pobiera się opłatę stanowiącą sumę rzeczywistych nakładów poniesionych na wymianę lub przebudowę tego przyłącza ustalonych w odniesieniu do dotychczasowej wielkości mocy przyłączeniowej i opłaty za przyrost mocy przyłączeniowej ustalonej zgodnie z tym przepisem;

2) pkt 2 - pobiera się opłatę obliczoną jako sumę rzeczywistych nakładów poniesionych na wymianę lub przebudowę tego przyłącza ustalonych w odniesieniu do dotychczasowej wielkości mocy przyłączeniowej i opłaty za przyrost mocy wynikającej z iloczynu stawki opłaty ustalonej w taryfie, w zależności od rodzaju przyłącza (napowietrzne lub kablowe) i przyrostu mocy przyłączeniowej.

§  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 z tytułu wymiany energii elektrycznej między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi państw niebędących członkami Unii Europejskiej.

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

1) pkt 2, zwane dalej "stawkami jakościowymi",

2) pkt 3, zwane dalej "stawkami rynkowymi"

- kalkuluje się jako jednoskładnikowe.

3. Stawki opłat dystrybucyjnych kalkuluje się z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające z dystrybucji energii elektrycznej.

4. Stawki opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i ust. 3, zwane dalej "stawkami sieciowymi", kalkuluje się jako dwuskładnikowe z podziałem na:

1) składnik stały stawki sieciowej - obliczany na jednostkę mocy umownej, a dla odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwie domowym - w odniesieniu do układu pomiarowo-rozliczeniowego;

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

5. W przypadku operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora w odniesieniu do tych miejsc jako energię elektryczną pobraną w miejscu dostarczania tej energii, przyjmowaną do kalkulacji i prowadzenia rozliczeń w zakresie składnika zmiennego stawki sieciowej za świadczone usługi przesyłania energii elektrycznej, przyjmuje się nadwyżkę wynikającą z różnicy między ilością energii elektrycznej pobranej a ilością energii elektrycznej oddanej przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w danym miejscu dostarczania tej energii.

6. W przypadku prosumenta energii odnawialnej, prosumenta zbiorowego energii odnawialnej oraz prosumenta wirtualnego energii odnawialnej, o których mowa odpowiednio w art. 2 pkt 27a-27c ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2026 r. poz. 68, 516, 900 i 912), jako energię elektryczną pobraną w miejscu dostarczania tej energii, przyjmowaną do kalkulacji i prowadzenia rozliczeń w zakresie składnika zmiennego stawki sieciowej za świadczone usługi dystrybucji energii elektrycznej, przyjmuje się energię sumarycznie zbilansowaną, o której mowa w art. 4 ust. 2b ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, gdy wynik tego bilansowania jest większy od zera.

7. W przypadku podmiotu, o którym mowa w art. 7 ust. 3de pkt 1 lit. b ustawy, jako energię elektryczną pobraną w miejscu dostarczania tej energii, przyjmowaną do kalkulacji i prowadzenia rozliczeń w zakresie składnika zmiennego stawki sieciowej za świadczone usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, przyjmuje się ilość energii wyznaczoną jako suma:

1) wskazań odczytów energii na układach pomiarowo-rozliczeniowych każdej instalacji lub każdego magazynu energii elektrycznej oraz

2) różnicy między odczytem energii na układzie pomiarowo-rozliczeniowym w punkcie przyłączenia oraz sumą odczytów energii na układach pomiarowo-rozliczeniowych każdej instalacji lub każdego magazynu energii elektrycznej.

8. Ilość energii elektrycznej pobranej z sieci przez każdy z magazynów energii elektrycznej, o której mowa w ust. 7, ustala się z uwzględnieniem zasad, o których mowa w § 32.

§ 16. W ramach stawek opłat dystrybucyjnych uwzględnia się także stawki jakościowe, których wysokość i warunki stosowania wynikają z każdorazowo zatwierdzonej i ogłoszonej taryfy operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

§  17.

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. 3, kalkuluje się z uwzględnieniem podziału sieci na poziomy napięć znamionowych:

1) wysokich - obejmujące napięcie znamionowe 110 kV;

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

3) niskich - obejmujące napięcie znamionowe niewyższe niż 1 kV.

3. Stawki sieciowe kalkuluje się dla danej grupy taryfowej na podstawie kosztów uzasadnionych, w tym kosztów instalowania u odbiorców końcowych liczników zdalnego odczytu z uwzględnieniem uzasadnionego zwrotu z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej.

§  18.

1. Składnik stały stawki sieciowej, o którym mowa w § 15 ust. 4 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 § 15 ust. 4 pkt 2, kalkuluje się na podstawie planowanych kosztów uzasadnionych:

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

2) zmiennych za przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej sieciami innych poziomów napięć znamionowych lub sieciami należącymi do innych operatorów lub innych przedsiębiorstw energetycznych;

3) stałych za przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej w części nieuwzględnionej w składniku stałym stawki sieciowej, o którym mowa w § 15 ust. 4 pkt 1, zgodnie z art. 45 ust. 5 ustawy.

3. Składnik stały stawki sieciowej, o którym mowa w § 15 ust. 4 pkt 1, oznaczony symbolem "S_SVn", dla odbiorców:

1) przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, zaliczonych do danej grupy taryfowej, wyrażony w zł/MW lub w zł/kW, kalkuluje się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

P_Vn - wartość mocy umownej - określoną jako sumę mocy umownej planowanej do pobrania z sieci, w każdym roku okresu regulacji, przez odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej, w tym operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, przedsiębiorstwa energetyczne świadczące usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędące operatorami oraz przedsiębiorstwa energetyczne świadczące usługi kompleksowe, z zastrzeżeniem ust. 7-10;

2) energii elektrycznej w gospodarstwie domowym, wyrażony w zł/miesiąc, kalkuluje się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

n_G - liczbę układów pomiarowo-rozliczeniowych w gospodarstwach domowych.

4. Składnik zmienny stawki sieciowej, o którym mowa w § 15 ust. 4 pkt 2, dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, zaliczonych do danej grupy taryfowej, oznaczony symbolem "S_ZVn", wyrażony w zł/MWh lub w zł/kWh, kalkuluje się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_ZVn - sumę planowanych do poniesienia, w każdym roku okresu regulacji, kosztów zmiennych, o których mowa w ust. 2, przenoszonych na odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej,

E_Vn - sumę energii elektrycznej planowanej do pobrania, w każdym roku okresu regulacji, przez odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych _Vn, zaliczonych do danej grupy taryfowej, wyrażoną w MWh lub w kWh; ilość energii elektrycznej planowanej do pobrania z sieci przesyłowej przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, który ma co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, wyznacza się w tych miejscach dostarczania w sposób, o którym mowa w § 15 ust. 5.

5. Moc umowna jest zamawiana dla miejsc dostarczania energii elektrycznej przez odbiorców, w tym przez operatorów systemów dystrybucyjnych, korzystających z usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub z usługi kompleksowej w przedsiębiorstwach energetycznych świadczących te usługi, z zastrzeżeniem ust. 7-9.

6. Moc umowna może być zamawiana łącznie dla dwóch lub więcej miejsc dostarczania energii elektrycznej, jeżeli umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub umowa kompleksowa nie stanowią inaczej.

7. Wartość mocy umownej dla operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego mającego co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, przyjmowaną do kalkulacji składnika stałego stawki sieciowej w taryfie operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego i stosowaną w rozliczeniach zgodnie z § 29, w odniesieniu do tych miejsc dostarczania energii elektrycznej, wyznacza się dla każdego roku okresu regulacji jako średnią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w sieciowych miejscach dostarczania energii elektrycznej w sposób określony w ust. 9.

8. Wartość mocy umownej przyjmowanej do kalkulacji składnika stałego stawki sieciowej w taryfie operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego i stosowanej w rozliczeniach zgodnie z § 34 ust. 1 za świadczone usługi dystrybucji energii elektrycznej między operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy ma co najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, wyznacza się dla każdego roku okresu regulacji jako średnią z maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w miejscach połączeń sieci operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, wyznaczoną na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych.

9. Wartość mocy umownej dla podmiotu, o którym mowa w art. 7 ust. 3de pkt 1 lit. b ustawy, przyjmowaną do kalkulacji składnika stałego stawki sieciowej w taryfie operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego i stosowaną w rozliczeniach zgodnie z § 29 i § 32, wyznacza się na podstawie sumy mocy umownych określonych w miejscu instalacji układu pomiarowo-rozliczeniowego dla każdej z osobna instalacji lub każdego z osobna magazynu energii elektrycznej objętych porozumieniem, o którym mowa w art. 7 ust. 3de pkt 1 ustawy.

10. Wartości maksymalnych łącznych mocy średniogodzinnych, o których mowa w ust. 7 i 8, wyznacza się na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych, przez obliczenie średniej arytmetycznej z pięciu pomiarów wybranych z siedmiu pomiarów maksymalnego poboru mocy średniogodzinnej i po odrzuceniu dwóch pomiarów maksymalnych dokonanych w okresie od dnia 1 lipca roku n-2 do dnia 30 czerwca roku n-1, gdzie "n" jest rokiem obowiązywania taryfy, przy zachowaniu co najmniej 240 godzin przerw między poszczególnymi pomiarami.

11. Jeżeli nie można uzyskać wartości niezbędnych do wyznaczenia mocy umownej zgodnie z ust. 9, strony umowy ustalają wartość tej mocy w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, uwzględniając parametry techniczne i układ pracy sieci w miejscach świadczenia tych usług.

§  19.

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

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

S_KRSJ - saldo konta regulacyjnego dla kosztów utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej uwzględniane w kalkulacji stawki jakościowej dla danego roku okresu regulacji, wyznaczane w sposób określony w § 27,

E_SJ - ilość energii elektrycznej planowaną do pobrania z sieci lub dostarczenia linią bezpośrednią i zużycia przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego, wyrażoną w MWh lub w kWh.

2. Koszty utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej obejmują koszty:

1) planowane przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego dla danego roku okresu regulacji w zakresie:

a) rezerw mocy, usług systemowych i usług sieciowych - określone w wysokości prognozowanych kosztów zakupu tych rezerw i usług,

b) ilości energii elektrycznej wytwarzanej w celu zapewnienia odpowiedniej jakości dostaw tej energii - określone jako prognozowana różnica między wysokością płatności za energię elektryczną a przychodami ze sprzedaży tej energii w ramach bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi,

c) rekompensat za redysponowanie, o którym mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 - określone w wysokości prognozowanych płatności z tytułu tych rekompensat;

2) poniesione przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego w roku poprzedzającym rok kalkulacji taryfy:

a) związane z wykorzystaniem usług systemowych nabywanych od odbiorców na podstawie art. 9c ust. 2 pkt 8 ustawy,

b) wskazane w art. 11d ust. 5 ustawy,

c) wynikające ze stosowania przepisów wydanych na podstawie art. 11 ust. 6 i 6a oraz 7 ustawy,

d) działań, o których mowa w art. 11c ust. 2 ustawy.

§  20.

1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego różnicuje stawkę, o której mowa w § 19 ust. 1, z uwzględnieniem podziału doby oraz roku na strefy i okresy czasowe.

2. Dokonując różnicowania, o którym mowa w ust. 1, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego bierze pod uwagę:

1) zróżnicowanie kosztów zakupu energii elektrycznej, kosztów jej bilansowania oraz kosztów zakupu usług systemowych i rezerw mocy;

2) poziom zapotrzebowania na energię elektryczną w systemie elektroenergetycznym, w szczególności w godzinach szczytowego zapotrzebowania;

3) dostępność rezerw mocy oraz ograniczenia systemowe;

4) potrzebę kształtowania zachowań odbiorców w zakresie ograniczania zużycia w okresach wysokiego zapotrzebowania oraz zwiększania zużycia w okresach niskiego zapotrzebowania, a także wykorzystania nadwyżek generacji w krajowym systemie elektroenergetycznym.

3. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego dla grupy odbiorców końcowych, o których mowa w art. 89a ust. 1 pkt 1 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2025 r. poz. 610 i 1302), ustala stawki opłaty jakościowej jako jednostrefowe na podstawie stawek, o których mowa w ust. 1, oraz średniego profilu zapotrzebowania tych odbiorców w poszczególnych strefach doby i okresach czasowych.

§  21.

1. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego kalkuluje stawkę rynkową na podstawie kosztów uzasadnionych planowanych do poniesienia w każdym roku okresu regulacji przez tego operatora, wynikających z rekompensat, o których mowa w art. 49 rozporządzenia 2019/943, w części dotyczącej wymiany energii elektrycznej między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi tych państw, których operatorzy systemów przesyłowych elektroenergetycznych nie są objęci tymi rekompensatami.

2. Stawkę rynkową, oznaczoną symbolem "S_r", wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh, kalkuluje się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

E_zk - ilość energii elektrycznej planowanej do wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi państw, których operatorzy systemów przesyłowych elektroenergetycznych nie są objęci rekompensatami, o których mowa w art. 49 rozporządzenia 2019/943.

§  22.

1. Na dodatkowe zlecenie odbiorcy przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją energii elektrycznej wykonuje następujące usługi:

1) przerwanie i wznowienie dostarczania energii elektrycznej;

2) sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego;

3) laboratoryjne sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego;

4) wykonanie dodatkowej ekspertyzy badanego wcześniej układu pomiarowo-rozliczeniowego;

5) przeniesienie licznika lub licznika i urządzenia (zegara) sterującego (dla liczników strefowych) w inne, uprzednio przygotowane i odpowiednio wyposażone, miejsce w obrębie tego samego obiektu;

6) nadzór nad wykonawcami niezależnymi od tego przedsiębiorstwa energetycznego, wykonującymi prace w pobliżu urządzeń elektroenergetycznych będących jego własnością lub na tych urządzeniach;

7) wyłączenie napięcia, przygotowanie miejsca pracy dla wykonawców, o których mowa w pkt 6, oraz likwidację tego miejsca i ponowne podłączenie urządzeń do sieci tego przedsiębiorstwa energetycznego;

8) założenie plomb przedsiębiorstwa energetycznego na urządzeniach podlegających oplombowaniu, w tym po naprawie, remoncie lub konserwacji instalacji;

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

2. Zawarte w taryfie opłaty za usługi, o których mowa w ust. 1, kalkuluje się na podstawie planowanych do poniesienia kosztów realizacji tych usług.

§  23.

1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną kalkuluje:

1) ceny energii elektrycznej - na podstawie planowanych kosztów uzasadnionych zakupu tej energii obejmujących koszty:

a) zakupionej energii elektrycznej, w tym na potrzeby wynikające z rozkładu poboru energii przez odbiorców, z zachowaniem zasad konkurencji i minimalizacji kosztów jej zakupu,

b) poniesionej opłaty zastępczej, o której mowa w:

– art. 52 ust. 1 pkt 2 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii,

– art. 11 ust. 1 ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej (Dz. U. z 2025 r. poz. 711),

c) zakupu energii elektrycznej, do którego przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane zgodnie z art. 41 ust. 1, art. 42 ust. 1 i art. 92 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii,

d) uzyskania i umorzenia świadectw, o których mowa w:

– art. 44 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii,

– art. 20 ust. 1 ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej;

2) stawki opłat abonamentowych - na podstawie planowanych kosztów obejmujących koszty uzasadnione wykonywanej działalności gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną, w tym koszty obsługi handlowej związanej z obrotem energią elektryczną, oraz koszty wspólne wykonywania działalności gospodarczej w zakresie obrotu energią elektryczną, o których mowa w § 12 ust. 1.

2. Stawki opłat abonamentowych, o których mowa w ust. 1 pkt 2, kalkuluje się jako jednoskładnikowe stawki, wyrażone w zł/miesiąc na układ pomiarowo-rozliczeniowy. Stawki tych opłat mogą być różnicowane ze względu na wolumen zużycia rocznego lub okres rozliczeniowy lub charakter odbioru, związany w szczególności z częstotliwością i regularnością korzystania z punktu poboru, okresowością lub okazjonalnością poboru energii elektrycznej oraz sposobem wykorzystania obiektu, jeżeli cechy te mają wpływ na koszty stałe związane z obsługą danego punktu poboru.

3. Opłatę abonamentową nalicza się za każdy miesiąc na każdy układ pomiarowo-rozliczeniowy proporcjonalnie do liczby dni obowiązywania umowy z odbiorcą końcowym w danym miesiącu.

4. W przypadku gdy różnicowanie stawek opłat abonamentowych następuje ze względu na wolumen zużycia rocznego, na potrzeby przypisania odbiorcy do właściwej wysokości stawki opłaty abonamentowej kwalifikacja odbywa się na podstawie ilości energii elektrycznej zużytej przez tego odbiorcę w okresie jednego roku kończącego się z dniem ostatniego dokonanego odczytu. W przypadku odbiorcy, który zużywał energię elektryczną w okresie krótszym niż jeden rok, odbiorcę kwalifikuje się do danego przedziału zużycia, przyjmując całkowitą ilość zużytej energii do dnia dokonania ostatniego odczytu. W przypadku gdy rozliczenia z odbiorcą są prowadzone na podstawie prognoz, o których mowa w § 39 ust. 4, do czasu dokonania odczytu pozwalającego na określenie zużycia energii elektrycznej zgodnie ze zdaniem pierwszym albo drugim, zużycie roczne, o którym mowa w zdaniu pierwszym, określa się na podstawie zużycia energii elektrycznej zadeklarowanego w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej.

5. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną nie uwzględnia podatku akcyzowego w kalkulacji ceny energii elektrycznej, o której mowa w ust. 1.

§  24.

1. W celu określenia stopnia poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego w okresie regulacji ustala się na poszczególne lata współczynniki korekcyjne, oznaczone symbolem "X", tak aby był spełniony warunek wyrażony wzorem:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K_Wn, K_Wn-1 - uzasadnione koszty własne przedsiębiorstwa energetycznego związane z wykonywaną przez to przedsiębiorstwo działalnością gospodarczą, uwzględniające zależne od tego przedsiębiorstwa warunki wykonywania działalności gospodarczej, które na poszczególne lata okresu regulacji wyznacza się w szczególności przy zastosowaniu metod porównawczych, o których mowa w art. 47 ust. 2e ustawy; w pierwszym roku okresu regulacji koszty oznaczone symbolem "K_Wn-1" są równe kosztom z roku poprzedzającego rok, w którym taryfa jest przedkładana do zatwierdzenia,

RPI - średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem, wyrażony w %, w roku kalendarzowym poprzedzającym rok sporządzenia taryfy, który jest określany w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego ogłaszanym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej "Monitor Polski",

X_n - współczynniki korekcyjne, wyrażone w %, określające projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego, które są ustalane jednorazowo na poszczególne lata w roku przedłożenia taryfy do zatwierdzenia albo na początku okresu regulacji; współczynnik korekcyjny na pierwszy rok okresu regulacji uwzględnia się w zależności od działalności gospodarczej wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne odpowiednio w cenie energii elektrycznej albo w stawkach opłat przesyłowych lub dystrybucyjnych zawartych w taryfach.

2. W celu określenia dopuszczalnych zmian cen lub stawek opłat na dany rok okresu regulacji będących wynikiem zmiany warunków zewnętrznych funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego lub poprawy efektywności funkcjonowania tego przedsiębiorstwa, ustala się w odniesieniu do poszczególnych rodzajów wykonywanej działalności gospodarczej współczynniki korekcyjne, oznaczone symbolem "Y", tak aby był spełniony warunek wyrażony wzorem:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

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

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

1) wytwarzania energii elektrycznej jako średnią cenę sprzedanej energii elektrycznej stanowiącą iloraz kalkulacyjnych przychodów ze sprzedaży tej energii, wyliczonych odpowiednio według cen energii elektrycznej planowanych na dany rok okresu regulacji (C_Wn) lub cen energii elektrycznej z roku poprzedzającego dany rok okresu regulacji (C_Wn-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) obrotu energią elektryczną jako średnią cenę sprzedanej energii elektrycznej stanowiącą iloraz kalkulacyjnych przychodów ze sprzedaży tej energii oraz przychodów z opłat abonamentowych, wyliczonych odpowiednio według cen energii elektrycznej oraz stawek opłat abonamentowych planowanych na dany rok okresu regulacji (C_Wn) lub cen energii elektrycznej z roku poprzedzającego dany rok okresu regulacji (C_Wn-1) oraz stawek opłat abonamentowych oraz wielkości i struktury sprzedaży planowanych w taryfie na dany rok okresu regulacji, do ilości sprzedaży, a także liczby odbiorców energii elektrycznej planowanej na dany rok okresu regulacji;

3) przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej jako średnią cenę dostarczania energii elektrycznej stanowiącą iloraz kalkulacyjnych przychodów ze sprzedaży usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, wyliczonych odpowiednio na podstawie stawek opłat planowanych na dany rok okresu regulacji (C_Wn) lub stawek opłat z roku poprzedzającego dany rok okresu regulacji (C_Wn-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;

4) usług kompleksowych jako średnią cenę sprzedanej energii elektrycznej, obliczoną w sposób określony w pkt 2, i średnią cenę usług dystrybucyjnych, obliczoną w sposób określony w pkt 3.

4. W przypadku udokumentowanej zmiany zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej w odniesieniu do wybranych cen lub stawek opłat określonych w taryfie współczynnik, o którym mowa w ust. 2, może mieć zastosowanie wyłącznie do tych cen lub stawek opłat.

5. W przypadku, o którym mowa w ust. 4, ustalenia cen wskaźnikowych, o którym mowa w ust. 3, dokonuje się z uwzględnieniem wyłącznie cen lub stawek opłat określonych w taryfie.

§  25.

1. Przychód pokrywający koszty uzasadnione wraz z uzasadnionym zwrotem z zaangażowanego kapitału, ustalany na każdy rok okresu regulacji, uwzględnia przychody uzyskane:

1) z cen i stawek opłat;

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

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

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

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

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

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

1) za nielegalny pobór energii elektrycznej;

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

4. Ustalenia przychodu pokrywającego koszty uzasadnione wraz z uzasadnionym zwrotem z zaangażowanego kapitału dla operatorów systemów dystrybucyjnych oraz operatora systemu przesyłowego dokonuje się z uwzględnieniem salda konta regulacyjnego, o którym mowa w § 26.

§  26.

1. Saldo konta regulacyjnego oblicza się według wzoru:

KR_n = (O_dp n-2 - O_dr n-2)

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

O_{dp n-2} - sumę przyjętego w taryfie na rok okresu regulacji "n-2" planowanego przychodu, wyrażonego w zł, będącego podstawą kalkulacji na 12 kolejnych miesięcy stawek opłat z tytułu poboru składnika zmiennego stawki sieciowej, składnika stałego stawki sieciowej oraz planowanych na ten okres przychodów, o których mowa w § 25 ust. 1 pkt 2-5, a dla operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego - także przychodu z tytułu opłaty jakościowej,

O_{dr n-2} - sumę rzeczywiście uzyskanego w roku okresu regulacji "n-2" przychodu, wyrażonego w zł, w okresie 12 kolejnych miesięcy, z tytułu poboru składnika zmiennego stawki sieciowej, składnika stałego stawki sieciowej oraz przychodów, o których mowa w § 25 ust. 1 pkt 2-5, a dla operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego - także przychodu z tytułu opłaty jakościowej.

2. W przypadku gdy uwzględnienie salda konta regulacyjnego mogłoby spowodować zmianę jednostkowego planowanego przychodu, wyrażonego w zł/MWh, określonego na rok okresu regulacji "n" w sposób określony w § 25, z uwzględnieniem planowanego na ten okres wolumenu dostaw energii elektrycznej, więcej niż o 2 % w roku okresu regulacji "n", uwzględnia się część salda tego konta w wysokości odpowiadającej 2 % przychodu określonego na rok okresu regulacji "n", wyrażonego w zł, a pozostałą część salda konta regulacyjnego nieuwzględnionego w przychodzie określonym na rok okresu regulacji "n" w sposób określony w § 25 uwzględnia się w taryfie na kolejny rok okresu regulacji "n+1".

§  27.

1. Saldo konta regulacyjnego dla kosztów utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, o którym mowa w § 19 ust. 1, wyznacza się dla taryfy na rok okresu regulacji "n" jako różnicę między:

1) sumą poniesionych w roku "n-2" uzasadnionych kosztów utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, o których mowa w § 19 ust. 2 pkt 1, a

2) sumą planowanych dla roku "n-2" uzasadnionych kosztów utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, o których mowa w § 19 ust. 2 pkt 1, uwzględnionych w kalkulacji stawki jakościowej dla tego roku.

2. Jeżeli saldo konta regulacyjnego wyznaczone w sposób określony w ust. 1 przewyższa dla danego roku okresu regulacji o więcej niż 5 % sumę zaplanowanych dla poprzedniego roku okresu regulacji uzasadnionych kosztów utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, o których mowa w § 19 ust. 2 pkt 1, uwzględnionych w kalkulacji stawki jakościowej, to dla danego roku okresu regulacji można uwzględnić część salda konta regulacyjnego wyznaczonego dla tego roku, jednak nie mniej niż 20 % tego salda. Pozostałą część salda konta regulacyjnego wyznaczonego dla danego roku okresu regulacji uwzględnia się jako dodatkowy składnik zwiększający saldo konta regulacyjnego kalkulowane dla kolejnych lat okresu regulacji, jednak w okresie niedłuższym niż cztery kolejne lata.

3. Saldo konta regulacyjnego wyznaczone w sposób określony w ust. 1 dla taryfy na rok okresu regulacji "n" podlega corocznej waloryzacji w wysokości nieniższej niż średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem, z roku kalendarzowego poprzedzającego rok sporządzenia taryfy, który jest określany w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego ogłaszanym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej "Monitor Polski", w okresie od roku "n-1" do roku, w którym saldo to zostało w pełni uwzględnione w kalkulacji stawki jakościowej zgodnie z § 19 ust. 1. Waloryzacji, o której mowa w zdaniu pierwszym, podlega ta część salda, która nie została uwzględniona w kalkulacji stawki jakościowej zgodnie z § 19 ust. 1.

Rozdział  4

Szczegółowe zasady rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi

§  28.

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

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

§  29.

1. Opłatę za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej w odniesieniu do danego poziomu napięć znamionowych w okresie rozliczeniowym oblicza się, z zastrzeżeniem § 31-34, według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

- - operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego,

- - przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem,

- - przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie magazynowania energii elektrycznej - w odniesieniu do energii elektrycznej pobranej w celu innym niż jej magazynowanie,

- - przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi kompleksowe,

SSVn - składnik stały stawki sieciowej za okres rozliczeniowy, wyrażony w zł/MW lub w zł/kW mocy umownej lub w zł/miesiąc, w odniesieniu do odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwie domowym,

Pi - moc umowną określoną dla danego odbiorcy, w tym dla operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem oraz przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi kompleksowe, wyrażoną w MW lub w kW lub w miesiącach dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwie domowym,

Q - liczbę rozliczeniowych stref czasowych stosowanych w rozliczeniach opłaty wynikającej ze składnika zmiennego stawki sieciowej,

S_ZVnm - składnik zmienny stawki sieciowej dla danej rozliczeniowej strefy czasowej (strefa czasowa m), wyrażony w zł/MWh lub w zł/kWh,

E_oim - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci przez danego odbiorcę w rozliczeniowej strefie czasowej m, w tym przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, przedsiębiorstwo energetyczne świadczące usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędące operatorem oraz przedsiębiorstwo energetyczne świadczące usługi kompleksowe, wyrażoną w MWh lub w kWh, w okresie rozliczeniowym ustalonym w taryfie,

R - liczbę rozliczeniowych stref czasowych stosowanych w rozliczeniach opłaty wynikającej ze stawki jakościowej,

S_oSJm - stawkę jakościową dla danej rozliczeniowej strefy czasowej (strefa czasowa m), wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh,

E_okm - ilość energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego w danej strefie rozliczeniowej, wyrażoną w MWh lub w kWh, w okresie rozliczeniowym ustalonym w taryfie,

S_r - stawkę rynkową wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh,

Ewp - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh za okres rozliczeniowy, przeznaczonej do wymiany między krajowym systemem elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi państw, o których mowa w § 21 ust. 1, określoną w umowach sprzedaży energii elektrycznej przedkładanych właściwemu operatorowi.

2. Jako ilość energii elektrycznej, oznaczoną symbolem "E_oim", pobraną z sieci przesyłowej przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, w tych miejscach dostarczania przyjmuje się ilość energii elektrycznej ustaloną w sposób określony w § 15 ust. 5.

§  30.

1. Przez energię elektryczną pobraną z sieci i zużytą przez odbiorców końcowych, oznaczoną symbolem "E_okm", o której mowa w § 29 ust. 1, rozumie się energię elektryczną pobraną z urządzeń, instalacji i sieci i zużytą przez odbiorców końcowych przyłączonych do:

1) sieci operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego;

2) sieci operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych;

3) sieci przedsiębiorstw energetycznych wykonujących działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędących operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;

4) urządzeń, instalacji i sieci przedsiębiorstw energetycznych wykonujących działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej;

5) urządzeń, instalacji i sieci przedsiębiorstw energetycznych wykonujących działalność gospodarczą w zakresie magazynowania energii elektrycznej;

6) sieci zgodnie z art. 7 ust. 1f ustawy.

2. Ilość energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych, o której mowa w § 29, w rozliczeniowej strefie czasowej m, oblicza się dla:

1) wytwórcy energii elektrycznej 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 pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych, którzy są przyłączeni do urządzeń, instalacji lub sieci tego wytwórcy i do sieci tego przedsiębiorstwa, oraz ilości energii elektrycznej, o której mowa w ust. 7;

2) przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie magazynowania energii elektrycznej 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 lub instalacji tego przedsiębiorstwa - jako sumę energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych, którzy są przyłączeni do urządzeń lub instalacji tych przedsiębiorstw;

3) przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem - jako sumę energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych korzystających z krajowego systemu elektroenergetycznego przyłączonych do sieci tego przedsiębiorstwa, energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców energii elektrycznej, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci tego przedsiębiorstwa, energii elektrycznej obliczonej dla przedsiębiorstw, o których mowa w pkt 2, przyłączonych do sieci tego przedsiębiorstwa, oraz ilości energii elektrycznej, o której mowa w ust. 9;

4) operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego niemającego miejsc dostarczania energii elektrycznej z sieci przesyłowej - jako sumę energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci tego operatora, energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstw energetycznych świadczących usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędących operatorami przyłączonymi do sieci tego operatora, energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców energii elektrycznej, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci tego operatora, energii elektrycznej obliczonej dla przedsiębiorstw, o których mowa w pkt 2 i 3, przyłączonych do sieci tego operatora, ilości energii elektrycznej obliczonej dla operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych przyłączonych do sieci tego operatora, oraz ilości energii elektrycznej, o której mowa w ust. 9;

5) operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego posiadającego miejsca dostarczania energii elektrycznej z sieci przesyłowej - jako sumę energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci tego operatora, energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstw energetycznych świadczących usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędących operatorami przyłączonymi do sieci tego operatora, energii elektrycznej obliczonej dla wytwórców energii elektrycznej, o których mowa w pkt 1, przyłączonych do sieci tego operatora, energii elektrycznej obliczonej dla przedsiębiorstw, o których mowa w pkt 2 i 3, przyłączonych do sieci tego operatora, ilości energii elektrycznej obliczonej dla operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych przyłączonych do sieci tego operatora, oraz ilości energii elektrycznej, o której mowa w ust. 9;

6) przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi kompleksowe na rzecz odbiorców końcowych i przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej - jako sumę energii elektrycznej pobranej z sieci i zużywanej przez odbiorców końcowych i ilości energii elektrycznej obliczonej dla przedsiębiorstw energetycznych, dla których przedsiębiorstwo świadczy usługi kompleksowe.

3. W ilości energii, o której mowa w ust. 2, uwzględnia się ilość energii zużytej przez:

1) wydzielonego odbiorcę, o którym mowa w art. 7aa ust. 4 ustawy - jako sumę energii elektrycznej dostarczonej temu odbiorcy za pośrednictwem linii bezpośredniej;

2) przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną, o którym mowa w art. 7aa ust. 4 ustawy - jako sumę energii elektrycznej, która została dostarczona do jego własnych obiektów, w tym urządzeń lub instalacji, do podmiotów będących jego jednostkami podporządkowanymi w rozumieniu art. 3 ust. 1 pkt 42 ustawy z dnia 29 września 1994 r. o rachunkowości (Dz. U. z 2026 r. poz. 522, 640 i 644) lub do odbiorców przyłączonych do jego sieci, urządzeń lub instalacji - za pośrednictwem linii bezpośredniej;

3) podmiot, o którym mowa w art. 7 ust. 3de pkt 1 lit. b ustawy - jako sumę energii elektrycznej zużywanej w objętych porozumieniem, o którym mowa w art. 7 ust. 3de pkt 1 ustawy:

a) instalacjach odbiorców końcowych lub

b) innych instalacjach, na cele inne niż magazynowanie lub zużycie na potrzeby wytwarzania lub dystrybucji energii elektrycznej.

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

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

R - liczbę rozliczeniowych stref czasowych stosowanych w rozliczeniach opłaty wynikającej ze stawki jakościowej,

S_oSJm - stawkę jakościową dla danej rozliczeniowej strefy czasowej (strefa czasowa m), wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh,

E_okmw - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, pobraną z sieci i zużytą w danej strefie rozliczeniowej przez odbiorców końcowych przyłączonych do urządzeń, instalacji lub sieci wytwórcy energii elektrycznej przyłączonego do sieci operatora systemu elektroenergetycznego, do sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem oraz do urządzeń, instalacji lub sieci przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie magazynowania energii elektrycznej.

5. W przypadku gdy wytwórca energii elektrycznej jest przyłączony jednocześnie do sieci operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego i sieci operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, opłata, o której mowa w ust. 4, pobierana przez tego wytwórcę jest wnoszona do operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

6. Energii elektrycznej kupowanej przez przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej w części, w jakiej ta energia jest pobierana z sieci i zużywana przez to przedsiębiorstwo na potrzeby własne związane z wykonywaną działalnością gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej, nie uwzględnia się w ilości energii elektrycznej, w odniesieniu do której stosuje się stawkę jakościową.

7. Energię elektryczną kupowaną przez przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej, pobieraną z sieci i zużywaną przez to przedsiębiorstwo na potrzeby inne niż określone w ust. 6, uwzględnia się w ilości energii elektrycznej, w odniesieniu do której stosuje się stawkę jakościową.

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

9. Energię elektryczną kupowaną przez przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej, pobieraną z sieci i zużywaną przez to przedsiębiorstwo na potrzeby inne niż określone w ust. 8, uwzględnia się w ilości energii elektrycznej, w odniesieniu do której stosuje się stawkę jakościową.

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

11. Wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych w poszczególnych strefach czasowych, stosowanych w rozliczeniach opłaty wynikającej ze stawki jakościowej, jest ustalany na podstawie danych z układu pomiarowo-rozliczeniowego odbiorcy końcowego albo z innych układów pomiarowo-rozliczeniowych umożliwiających wyznaczenie tej energii elektrycznej w tych strefach czasowych.

§  31.

1. Opłatę za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, wyrażoną w zł za okres rozliczeniowy, oznaczoną symbolem "O_pw", w odniesieniu do przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się wytwarzaniem energii elektrycznej oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

R - liczbę rozliczeniowych stref czasowych stosowanych w rozliczeniach opłaty wynikającej ze stawki jakościowej,

S_oSJm - stawkę jakościową dla danej rozliczeniowej strefy czasowej (strefa czasowa m), wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh,

E_okmw - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, pobraną z sieci i zużytą w danej strefie rozliczeniowej przez odbiorców końcowych przyłączonych do urządzeń, instalacji lub sieci wytwórcy energii elektrycznej przyłączonego do sieci operatora systemu elektroenergetycznego oraz do sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej niebędącego operatorem.

2. Opłatę za usługi przesyłania energii elektrycznej, wyrażoną w zł za okres rozliczeniowy, oznaczoną symbolem "O_pn", w odniesieniu do przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się sprzedażą energii elektrycznej lub obrotem tą energią oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

S_r - stawkę rynkową wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh,

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

§  32.

1. Opłatę za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej w celu jej magazynowania, wyrażoną w zł za okres rozliczeniowy, oznaczoną symbolem "O_mee", w odniesieniu do magazynu energii elektrycznej, oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

S_SVn - składnik stały stawki sieciowej za okres rozliczeniowy, wyrażony w zł/MW lub w zł/kW mocy umownej,

P_p - moc umowną określoną dla magazynu energii elektrycznej, wyrażoną w MW lub w kW,

K - współczynnik pomniejszający moc umowną, obliczony według wzoru określonego w ust. 4,

R - liczbę rozliczeniowych stref czasowych,

S_ZVnm - składnik zmienny stawki sieciowej dla rozliczeniowej strefy czasowej m, wyrażony w zł/MWh lub w zł/kWh,

E_pm - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, pobranej z sieci przez magazyn energii elektrycznej w rozliczeniowej strefie czasowej m w okresie rozliczeniowym,

E_p - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, pobranej z sieci przez magazyn energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym,

E_w - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, wprowadzonej do sieci przez magazyn energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym.

2. Ilość energii elektrycznej wprowadzonej do sieci przez magazyn energii elektrycznej będący częścią elektrowni szczytowo-pompowej z dopływem naturalnym, oznaczoną symbolem "E_w", oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

E_ESPd - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh, wprowadzonej do sieci przez elektrownię szczytowo-pompową z dopływem naturalnym w okresie rozliczeniowym,

V_p - objętość wody, wyrażoną w m³, przepompowanej przez turbiny elektrowni wodnej w okresie rozliczeniowym ustaloną na podstawie pomiaru strumienia objętości wody przepompowanej,

V_c - objętość całkowitą wody, wyrażoną w m³, pobranej przez turbiny elektrowni wodnej w okresie rozliczeniowym ustaloną na podstawie pomiaru strumienia objętości wody pobranej.

3. W przypadku gdy nie ma możliwości dokonania pomiarów objętości wody V_p i V_c w okresie przeprowadzania kalibrowania, serwisowania lub innych niezbędnych czynności eksploatacyjnych urządzeń służących do pomiaru strumienia objętości wody, ustalenia objętości wody przepompowanej i wody pobranej przez turbiny do celów, o których mowa w ust. 2, dokonuje się przy wykorzystaniu metod pośrednich zgodnie z charakterystyką energetyczną hydrozespołów. Okres ten nie może trwać dłużej niż 336 godzin w roku.

4. Współczynnik pomniejszający moc umowną, oznaczony symbolem "K", oblicza się, z dokładnością do dwóch miejsc po przecinku, odrębnie dla każdego miejsca dostarczania energii elektrycznej do magazynu energii elektrycznej, według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

E_p - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, pobranej z sieci przez magazyn energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym.

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

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

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

1) ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 5 i 6;

2) wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych mierzących energię elektryczną:

a) pobraną i oddaną w miejscu przyłączenia do sieci,

b) wytwarzaną przez jednostkę wytwórczą

- z uwzględnieniem proporcjonalnego udziału energii elektrycznej pobranej przez magazyn energii elektrycznej z sieci w całości energii elektrycznej pobranej przez magazyn energii elektrycznej oraz odpowiednio proporcjonalnego udziału energii elektrycznej wprowadzonej do sieci przez magazyn energii elektrycznej w sumie energii elektrycznej wprowadzonej przez ten magazyn i wytworzonej w jednostce wytwórczej.

8. Jeżeli w okresie rozliczeniowym ilość energii elektrycznej wprowadzonej do sieci przez magazyn energii elektrycznej, wyznaczona zgodnie z ust. 7, jest większa niż iloczyn ilości energii elektrycznej pobranej z sieci przez ten magazyn, wyznaczonej zgodnie z ust. 7, oraz ilorazu energii elektrycznej wprowadzonej i pobranej przez ten magazyn, wyznaczonych na podstawie ilości energii elektrycznej, o których mowa w ust. 5 i 6, w obliczeniach, o których mowa w ust. 1 i 4, wykorzystuje się ilość energii elektrycznej wynikającą z tego iloczynu.

§ 33. Opłatę, o której mowa w art. 7aa ust. 4 ustawy, oznaczoną symbolem "O_s", w zakresie dystrybucji energii elektrycznej, oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

k_LB - współczynnik udziału wydzielonego odbiorcy końcowego lub udziału przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną, o których mowa w art. 7aa ust. 4 ustawy, w pokrywaniu kosztów stałych za dystrybucję energii elektrycznej w części niepokrytej innymi składnikami taryfy; współczynnik ten ustala się w wysokości 0,5,

Q - liczbę rozliczeniowych stref czasowych stosowanych w rozliczeniach opłaty wynikającej ze składnika zmiennego stawki sieciowej,

S_ZVnm - składnik zmienny stawki sieciowej dla danej rozliczeniowej strefy czasowej (strefa czasowa m) dla grupy taryfowej stosowanej w rozliczeniach na danym poziomie napięcia między wydzielonym odbiorcą końcowym lub między przedsiębiorstwem energetycznym wykonującym działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną, o których mowa w art. 7aa ust. 4 ustawy, wyrażony w zł/MWh lub w zł/kWh,

E_LBm - ilość energii elektrycznej dostarczaną linią bezpośrednią w rozliczeniowej strefie czasowej m, wyrażoną w MWh lub w kWh, w okresie rozliczeniowym stosowanym w rozliczeniach między wydzielonym odbiorcą końcowym lub przedsiębiorstwem energetycznym, o których mowa w art. 7aa ust. 4 ustawy, a przedsiębiorstwem wykonującym działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej, do sieci którego ten odbiorca lub to przedsiębiorstwo są przyłączeni,

R - liczbę rozliczeniowych stref czasowych stosowanych w rozliczeniach opłaty wynikającej ze stawki jakościowej,

S_oSJm - stawkę jakościową dla danej rozliczeniowej strefy czasowej (strefa czasowa m), wyrażoną w zł/MWh lub w zł/kWh.

§  34.

1. Opłatę za usługi dystrybucji energii elektrycznej świadczone między operatorami systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, z których każdy ma co najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora na tym samym poziomie napięć znamionowych, wyrażoną w zł za okres rozliczeniowy, oznaczoną symbolem "O_povi", oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

m_p - liczbę połączeń sieciowych na tym samym poziomie napięć znamionowych między operatorami systemów dystrybucyjnych,

Ssvn - składnik stały stawki opłat za usługi dystrybucji energii elektrycznej, wyrażony w zł/MW lub w zł/kW,

P_vi - moc umowną, wyrażoną w MW lub w kW, określoną dla każdego połączenia sieci na tym samym poziomie napięć znamionowych,

Szvn - składnik zmienny stawki opłat za usługi dystrybucji energii elektrycznej, wyrażony w zł/MWh lub w zł/kWh,

E_pi - ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh za okres rozliczeniowy, pobraną przez dane połączenie, określoną jako różnica między energią elektryczną pobraną i oddaną.

2. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, który nie ma co najmniej dwóch sieciowych miejsc dostarczania energii elektrycznej połączonych siecią tego operatora, dokonuje rozliczenia opłaty za świadczone usługi dystrybucji energii elektrycznej obliczonej w sposób określony w § 29 ust. 1 z operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, który ma co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, do którego sieci jest przyłączony.

3. W przypadku połączeń sieci dwóch operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których żaden nie ma co najmniej dwóch sieciowych miejsc dostarczania energii elektrycznej połączonych siecią tego operatora, rozliczenia opłaty za świadczone usługi dystrybucji energii elektrycznej dokonuje się w sposób określony w § 29 ust. 1, z tym że operatorem wnoszącym opłaty jest ten operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, w odniesieniu do którego ilość energii elektrycznej pobranej z sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej drugiego operatora w roku kalendarzowym poprzedzającym rok stosowania taryfy była większa.

§  35.

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

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

§  36.

1. Podstawę do zastosowania w rozliczeniach między przedsiębiorstwem energetycznym a sprzedawcą zróżnicowanych cen energii elektrycznej, o których mowa w § 35, stanowi informacja sporządzona za dany miesiąc i przekazana sprzedawcy do 10. dnia miesiąca następującego po miesiącu, za jaki ta informacja jest sporządzana.

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

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

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

§  37.

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

1) obrotu energią elektryczną - cenę tej energii i stawkę opłaty abonamentowej ustalone zgodnie z § 23;

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 zaliczony do grupy taryfowej, o której mowa w § 7 ust. 4, jest rozliczany za zużytą energię elektryczną według cennika sprzedawcy energii elektrycznej, z którym zawarł umowę sprzedaży energii elektrycznej lub umowę kompleksową.

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

§  39.

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 odpowiednio w taryfie przedsiębiorstwa wykonującego działalność w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej i uzgodnionych w zawartej umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, lub umowie sprzedaży energii elektrycznej albo umowie kompleksowej, lub umowie sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej albo umowie kompleksowej zawierającej postanowienia umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej.

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

3. Okres rozliczeniowy dla odbiorców nie może być dłuższy niż 2 miesiące. Okresy rozliczeniowe ustalone w taryfie przedsiębiorstwa świadczącego usługę kompleksową są skorelowane z okresami rozliczeniowymi przedsiębiorstwa świadczącego usługę dystrybucji energii elektrycznej dla odbiorców przyłączonych do jego sieci.

4. Jeżeli okres rozliczeniowy jest dłuższy niż miesiąc, w okresie tym mogą być pobierane opłaty za energię elektryczną oraz opłaty za usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej w wysokości określonej na podstawie prognozowanego zużycia tej energii w tym okresie, ustalonego na podstawie danych pomiarowych określonych przez operatora na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych dotyczących analogicznego okresu poprzedniego roku kalendarzowego, a w przypadku braku takich danych - na podstawie deklarowanego przez odbiorcę średniorocznego zużycia energii elektrycznej. Dane dotyczące analogicznego okresu poprzedniego roku kalendarzowego określa operator na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych.

5. W przypadku zainstalowania licznika zdalnego odczytu, sprzedawca energii elektrycznej jest obowiązany do poinformowania odbiorcy końcowego rozliczanego w sposób, o którym mowa w ust. 4, o możliwości przejścia na rozliczenie na podstawie danych pomiarowych określonych przez operatora na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz o prawie wyboru sposobu rozliczeń, o których mowa w ust. 7. Informację tę przekazuje się nierzadziej niż co 6 miesięcy, wraz z fakturą przekazywaną temu odbiorcy.

6. Skorzystanie przez odbiorcę końcowego z prawa przejścia na rozliczenie na podstawie danych pomiarowych określonych przez operatora na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych odbywa się na jego żądanie i następuje od pierwszego dnia miesiąca następującego po miesiącu, w którym odbiorca ten zgłosił żądanie.

7. W przypadku zainstalowania licznika zdalnego odczytu odbiorca końcowy, dla którego okres rozliczeniowy jest dłuższy niż miesiąc, ma prawo wyboru między rozliczeniami opartymi na prognozowanym zużyciu energii elektrycznej a rozliczeniami na podstawie danych pomiarowych określonych przez operatora na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych.

8. Zmiany sposobu rozliczeń, o którym mowa w ust. 7, można dokonywać nieczęściej niż raz na 12 miesięcy.

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

10. Przedsiębiorstwo energetyczne zapewnia odbiorcy końcowemu możliwość dostępu do informacji dotyczących rozliczeń dokonywanych w postaci elektronicznej oraz do faktur, w rozumieniu ustawy z dnia 11 marca 2004 r. o podatku od towarów i usług (Dz. U. z 2025 r. poz. 775, z późn. zm. ² ).

11. Sposób prowadzenia rozliczeń z odbiorcami oraz przedsiębiorstwami energetycznymi, dotyczących umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej albo umowy kompleksowej zawierającej postanowienia umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej, określają także art. 5ac i 5ad ustawy.

§  40.

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

2. W przypadku prowadzenia rozliczeń w sposób, o którym mowa w ust. 1, rozliczenia te, po zakończeniu okresu rozliczeniowego, są korygowane zgodnie z postanowieniami taryfy operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego na podstawie danych pomiarowych określonych przez operatora na podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz zgodnie z § 30 ust. 2.

§ 41. W przypadku powstania nadpłaty lub niedopłaty za pobraną energię elektryczną lub za usługę kompleksową:

1) nadpłata jest zaliczana na poczet płatności ustalonych na najbliższy okres rozliczeniowy, chyba że odbiorca zażąda zwrotu tej nadpłaty;

2) niedopłata jest doliczana do pierwszej faktury wystawionej odbiorcy za najbliższy okres rozliczeniowy.

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

1) wielkości zużycia energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym, na podstawie której została wyliczona kwota należności;

2) sposobie dokonania odczytu wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego z podaniem, czy był to odczyt fizyczny czy zdalny dokonany przez upoważnionego przedstawiciela przedsiębiorstwa energetycznego albo odczyt dokonany i zgłoszony przez odbiorcę;

3) sposobie wyznaczenia wielkości zużycia energii elektrycznej w przypadku, gdy okres rozliczeniowy jest dłuższy niż miesiąc i gdy pierwszy lub ostatni dzień okresu rozliczeniowego nie pokrywa się z datami odczytów wskazań 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.

§  43.

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

2. Przepisu ust. 1 zdanie pierwsze nie stosuje się do rozliczeń z odbiorcami, o których mowa w § 7 ust. 3.

3. Ilość energii elektrycznej przyjmowana do rozliczeń z odbiorcami, o których mowa w § 7 ust. 3, jest określona w zawartej umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej na podstawie wielkości mocy przyłączonych odbiorników energii elektrycznej i czasu trwania poboru tej energii.

§  44.

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

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

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

§  45.

1. Podstawę wyliczenia wielkości korekty faktur, o których mowa w § 44 ust. 1, stanowi wielkość błędu w pomiarze lub odczycie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego.

2. Jeżeli ustalenie wielkości błędu, o którym mowa w ust. 1, jest niemożliwe, podstawę wyliczenia wielkości korekty faktur, o których mowa w § 44 ust. 1, stanowi średnia liczba jednostek energii elektrycznej za okres doby, obliczona na podstawie sumy jednostek energii elektrycznej prawidłowo wykazanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy w poprzednim okresie rozliczeniowym, pomnożona przez liczbę dni okresu, którego dotyczy korekta tych faktur.

3. Jeżeli nie można ustalić średniego dobowego zużycia energii elektrycznej na podstawie poprzedniego okresu rozliczeniowego, podstawę wyliczenia wielkości korekty faktur, o których mowa w § 44 ust. 1, stanowi wskazanie układu pomiarowo-rozliczeniowego z następnego okresu rozliczeniowego.

4. W przypadkach, o których mowa w ust. 2 i 3, obliczenia wielkości korekty faktur, o których mowa w § 44 ust. 1, dokonuje się z uwzględnieniem sezonowości poboru energii elektrycznej oraz innych udokumentowanych okoliczności mających wpływ na wielkość poboru tej energii.

§  46.

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

2. W przypadku niesprawności elementu układu pomiarowo-rozliczeniowego będącego własnością odbiorcy, która uniemożliwia określenie ilości pobranej mocy maksymalnej, o której mowa w § 53, dłużej niż przez trzy miesiące, w rozliczeniach za zużycie tej mocy przyjmuje się wartości mocy przyłączeniowej, chyba że umowa sprzedaży lub umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa stanowią inaczej.

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

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

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

§  47.

1. Za niedotrzymanie dopuszczalnych poziomów odchyleń napięcia od napięcia znamionowego, określonych w odrębnych przepisach, oblicza się bonifikatę, wyrażoną w zł, oznaczoną symbolem "W_UT", przy czym:

1) jeżeli wartość odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych nie przekracza 10 %, odbiorcy przysługuje w okresie doby bonifikata w wysokości obliczonej według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

ΔU - wartość odchylenia napięcia od określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego, wyrażoną w %,

A_T - ilość energii elektrycznej dostarczoną odbiorcy w okresie doby, wyrażoną w jednostkach energii,

C_T - cenę energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującą w okresie, w którym nastąpiło odchylenie napięcia od dopuszczalnych poziomów odchyleń napięcia od napięcia znamionowego, określonych w odrębnych przepisach, wyrażoną w zł za jednostkę energii;

2) jeżeli wartość odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych przekracza 10 %, odbiorcy przysługuje w okresie doby bonifikata w łącznej wysokości obliczonej według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

A_T - ilość energii elektrycznej dostarczoną odbiorcy w okresie doby, wyrażoną w jednostkach energii,

C_T - cenę energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującą w okresie, w którym nastąpiło odchylenie napięcia od dopuszczalnych poziomów odchyleń napięcia od napięcia znamionowego, określonych w odrębnych przepisach, wyrażoną w zł za jednostkę energii,

b_rT - ustaloną w taryfie bonifikatę za niedotrzymanie poziomu napięcia w zakresie określonych w odrębnych przepisach dopuszczalnych wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego w okresie doby, wyrażoną w zł za godzinę,

t_T - łączny czas niedotrzymania poziomu napięcia w zakresie dopuszczalnych poziomów odchyleń napięcia od napięcia znamionowego, określonych w odrębnych przepisach, w okresie doby, wyrażony w godzinach.

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

§  48.

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

1) o napięciu znamionowym niewyższym 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) o napięciu innym niż określone 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 tego samego dnia w poprzednim tygodniu, z uwzględnieniem czasu dopuszczalnych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej określonych w zawartej umowie sprzedaży energii elektrycznej lub w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej lub w odrębnych przepisach.

§ 49. W przypadku niedotrzymania przez przedsiębiorstwo energetyczne standardów jakościowych obsługi odbiorców, jeżeli zawarta umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub umowa kompleksowa lub umowa sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej albo umowa kompleksowa zawierająca postanowienia umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej nie stanowią inaczej, odbiorcom energii elektrycznej przysługują bonifikaty w następującej wysokości:

1) 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" - za nieprzyjęcie zgłoszeń lub reklamacji od odbiorcy;

2) 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za nieuzasadnioną zwłokę w usuwaniu zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej, spowodowanych nieprawidłową pracą sieci;

3) 1/50 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za odmowę udzielenia odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie wznowienia dostarczania energii elektrycznej przerwanego z powodu awarii sieci;

4) 1/50 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za niepowiadomienie odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym niewyższym niż 1 kV o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem, w formie ogłoszeń prasowych lub internetowych, komunikatów radiowych lub telewizyjnych albo w inny sposób przyjęty na danym terenie;

5) 1/10 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za niepowiadomienie odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, co najmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem, w formie indywidualnych zawiadomień pisemnych lub telefonicznych lub za pomocą środka komunikacji elektronicznej;

6) 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za niepoinformowanie na piśmie 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, co najmniej z tygodniowym wyprzedzeniem;

7) 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za niepoinformowanie na piśmie odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym niewyższym niż 1 kV o konieczności dostosowania instalacji do zmienionych warunków zasilania, co najmniej z rocznym wyprzedzeniem;

8) 1/10 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za niepoinformowanie na piśmie 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, co najmniej z trzyletnim wyprzedzeniem;

9) 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za nieuzasadnioną odmowę odpłatnego podjęcia czynności w sieci mających na celu umożliwienie bezpiecznego wykonania przez odbiorcę lub inny podmiot prac na obszarze oddziaływania tej sieci;

10) 1/50 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za nieudzielenie, na żądanie odbiorcy, informacji o zasadach rozliczeń oraz o aktualnych taryfach;

11) 1/250 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za każdy dzień zwłoki w przypadku przekroczenia czternastodniowego terminu na udzielenie odpowiedzi na wniosek lub reklamację odbiorcy w sprawie zasad rozliczeń;

12) 1/250 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za każdy dzień zwłoki w przypadku przekroczenia czternastodniowego terminu na sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego lub terminu na laboratoryjne sprawdzenie prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego;

13) 1/15 wynagrodzenia, o którym mowa w pkt 1 - za uniemożliwienie wykonania dodatkowej ekspertyzy badanego układu pomiarowo-rozliczeniowego na wniosek odbiorcy złożony w terminie trzydziestu dni od dnia otrzymania wyniku badania laboratoryjnego.

§  50.

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

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

1) ostatniego dnia, w którym nastąpiło niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi tych odbiorców określonych w odrębnych przepisach;

2) dnia otrzymania wniosku tego odbiorcy o udzielenie bonifikaty z tytułu niedotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej określonych w odrębnych przepisach, z wyjątkiem niedotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej określających dopuszczalne czasy przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej;

3) ostatniego dnia, w którym nastąpiło przekroczenie dopuszczalnych czasów przerw w dostarczaniu energii elektrycznej określonych w odrębnych przepisach lub w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej w odniesieniu do odbiorców przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV;

4) dnia otrzymania wniosku odbiorcy o udzielenie bonifikaty z tytułu przekroczenia dopuszczalnych czasów przerw w dostarczaniu energii elektrycznej określonych w odrębnych przepisach lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej, lub w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej, w odniesieniu do odbiorców przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym niewyższym niż 1 kV;

5) dnia otrzymania wniosku, o którym mowa w pkt 4, w odniesieniu do innych odbiorców niż odbiorca, który złożył ten wniosek, zasilanych z tego samego miejsca dostarczania co odbiorca, który złożył ten wniosek, w odniesieniu do których również potwierdzono przekroczenie czasów przerw w dostarczaniu energii elektrycznej.

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

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

§  51.

1. Jeżeli podmiot pobiera energię elektryczną bez zawarcia umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowy sprzedaży energii elektrycznej, albo umowy kompleksowej, przedsiębiorstwo energetyczne świadczące usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub usługi kompleksowe może obciążyć ten podmiot opłatami w wysokości pięciokrotności stawek opłat określonych w taryfie dla jednostrefowej grupy taryfowej, do której ten podmiot byłby zaliczony, na podstawie kryteriów określonych w § 7 ust. 1, oraz w wysokości pięciokrotności cen energii elektrycznej, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, przyjmując taką ilość energii elektrycznej, która wynika z rzeczywistej możliwości pobrania energii elektrycznej przez ten podmiot wynikającej z mocy i rodzaju odbiorników energii elektrycznej zainstalowanych u tego podmiotu.

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

1) zostanie stwierdzone, jak długo trwał okres nielegalnego pobierania energii elektrycznej - w wysokości dwukrotności stawek opłat określonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zaliczony ten odbiorca, oraz w wysokości dwukrotności cen energii elektrycznej, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, przyjmując taką wielkość mocy umownej i zużycia tej energii, jakie wystąpiły w analogicznym okresie przed rozpoczęciem stwierdzonego nielegalnego pobierania energii elektrycznej lub po ustaniu tego pobierania; opłaty oblicza się dla każdego miesiąca, w którym nastąpiło nielegalne pobieranie energii elektrycznej;

2) niemożliwe jest ustalenie ilości nielegalnie pobranej energii elektrycznej - w wysokości dwukrotności stawek opłat określonych w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zaliczony ten odbiorca, oraz w wysokości dwukrotności cen energii elektrycznej, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, przyjmując taką ilość energii elektrycznej, która wynika z rzeczywistej możliwości pobierania energii elektrycznej przez tego odbiorcę wynikającej z mocy i rodzaju odbiorników energii elektrycznej zainstalowanych u tego odbiorcy.

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

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

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

1) wymianę uszkodzonego przez odbiorcę licznika lub innego urządzenia pomiarowego;

2) sprawdzenie stanu technicznego układu pomiarowo-rozliczeniowego i założenie nowych plomb przedsiębiorstwa energetycznego na zabezpieczeniu głównym w układzie pomiarowo-rozliczeniowym lub na innym elemencie podlegającym oplombowaniu w miejsce zerwanych przez tego odbiorcę plomb lub plomb przez niego uszkodzonych;

3) poddanie układu pomiarowo-rozliczeniowego ponownej legalizacji z powodu zerwania przez tego odbiorcę plomb legalizacyjnych lub uszkodzenia tych plomb;

4) założenie na wskaźniku mocy piętnastominutowej lub innym urządzeniu związanym z pomiarem tej mocy plomby w miejsce plomby zerwanej lub uszkodzonej przez tego odbiorcę.

§  52.

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

1) współczynnikowi mocy tgφ wyższemu od umownego współczynnika tgφ₀ (niedokompensowanie) i stanowiącą nadwyżkę energii biernej indukcyjnej ponad ilość odpowiadającą wartości współczynnika tgφ_{0 lub}

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. Takimi rozliczeniami mogą być objęci także odbiorcy zasilani z sieci o napięciu znamionowym niewyższym niż 1 kV.

3. Opłacie podlega w okresie rozliczeniowym:

1) ponadumowny pobór energii biernej określony jako nadwyżka tej energii ponad ilość odpowiadającą wartości współczynnika tgφ₀, gdy tgφ > tgφ₀,

2) ponadumowne wprowadzanie energii biernej określone jako nadwyżka tej energii ponad ilość odpowiadającą wartości współczynnika tgφ = 0

- zmierzone w strefach, w których jest prowadzona kontrola poboru i wprowadzania tej energii, lub całodobowo - w zależności od rodzaju zainstalowanego układu pomiarowego.

4. Wartość współczynnika mocy tgφ₀ określa się w warunkach przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej. Wartość współczynnika mocy przyjmuje się w wysokości tgφ₀ = 0,4, chyba że indywidualna ekspertyza uzasadnia wprowadzenie niższej wartości. Wartość współczynnika mocy tgφ₀ nie może być niższa od wartości 0,2. Jeżeli wartość współczynnika tgφ₀ nie została określona w warunkach przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej albo w 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 wyrażonej w Mvarh lub kvarh i energii czynnej pobranej całodobowo lub w strefach czasowych, w których jest dokonywana ta kontrola, wyrażonej w MWh lub kWh.

6. Opłatę za nadwyżkę energii biernej, wyrażoną w zł, oznaczoną symbolem "O_b", pobranej ponad ilość wynikającą ze współczynnika tgφ₀ w okresie 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:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

k - współczynnik krotności wynoszący:

–– 0,50 dla odbiorców przyłączonych do sieci wysokiego napięcia lub do sieci najwyższych napięć,

–– 1,00 dla odbiorców przyłączonych do sieci średniego napięcia,

–– 3,00 dla odbiorców przyłączonych do sieci niskiego napięcia,

C_rk - cenę energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy, obowiązującą w dniu zatwierdzenia taryfy, wyrażoną w zł/MWh lub zł/kWh,

tgφ - współczynnik mocy wynikający z pobranej energii biernej, tgφ₀ - umowny współczynnik mocy określony zgodnie z ust. 4,

A - energię czynną pobraną całodobowo lub w strefie czasowej, w której jest dokonywana kontrola poboru energii biernej, wyrażoną w MWh lub w kWh.

7. W uzasadnionych przypadkach, gdy występują szybkozmienne obciążenia mocą bierną, rozliczenia ponadumownego poboru energii biernej ponad wartość współczynnika tgφ₀ dokonuje się na podstawie bezpośredniego pomiaru nadwyżki energii biernej. Opłata w okresie rozliczeniowym jest obliczana zgodnie z ust. 6, z uwzględnieniem współczynnika tgφ obliczonego według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

ΔE_b - nadwyżkę energii biernej wykazaną przez urządzenie pomiarowe w okresie rozliczeniowym, wyrażoną w M_varh, tgφ₀ - umowny współczynnik mocy określony zgodnie z ust. 4,

A - energię czynną pobraną całodobowo lub w strefie czasowej, w której jest dokonywana kontrola poboru energii biernej, wyrażoną w MWh lub w kWh.

8. W okresie rozliczeniowym odbiorca ponosi opłatę wynikającą z iloczynu ilości energii biernej, o której mowa w ust. 1 pkt 2 i 3, i współczynnika krotności, oznaczonego symbolem "k", właściwego dla poziomu napięcia, do którego jest przyłączony odbiorca, oraz ceny energii elektrycznej wyrażonej 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. Do ustalenia współczynnika krotności, oznaczonego symbolem "k", przyjmuje się poziom napięcia sieci w miejscu dostarczania energii elektrycznej, określony w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej albo umowie kompleksowej.

10. W okresie rozliczeniowym opłaty za ponadumowny pobór energii biernej nie pobiera się w rozliczeniach między:

1) operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, który ma co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego - w odniesieniu do tych miejsc dostarczania tej energii;

2) operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy posiada co najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią danego operatora;

3) operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego a użytkownikiem systemu elektroenergetycznego oraz operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, w przypadku gdy ponadumowny pobór energii biernej wynikał z polecenia operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego lub wynikał ze świadczenia usług na rzecz operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, określonych w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, lub w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195.

11. W przypadku gdy konfiguracja sieci oraz miejsce zainstalowania układów pomiarowo-rozliczeniowych nie odwzorowują rzeczywistych rozpływów mocy oraz energii biernej pobieranej z sieci przedsiębiorstwa energetycznego lub oddawanej do tej sieci, wielkość energii biernej podlegającą rozliczeniu ustala się na podstawie przeprowadzonych przez przedsiębiorstwo energetyczne, odbiorcę lub niezależną jednostkę pomiarów właściwych w odniesieniu do miejsca dostarczania energii elektrycznej, w sposób przez nie uzgodniony, chyba że zawarta umowa stanowi inaczej.

§  53.

1. Przedsiębiorstwo energetyczne monitoruje pobór mocy czynnej pobieranej z sieci 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 energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej.

2. Nadwyżki mocy czynnej wyznacza się w odniesieniu do każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy rejestrowanych w okresach piętnastominutowych lub w odniesieniu do każdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy rejestrowanych w okresach godzinowych, jeżeli układy pomiarowo-rozliczeniowe uniemożliwiają rejestrację w cyklu piętnastominutowym, lub jako maksymalną wielkość tej nadwyżki mocy wyznaczoną w okresie rozliczeniowym, jeżeli układy pomiarowo-rozliczeniowe uniemożliwiają rejestrację w cyklu piętnastominutowym i godzinowym.

3. Za przekroczenie mocy umownej określonej w umowach, o których mowa w ust. 1, pobiera się opłatę 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, chyba że urządzenia pomiarowe pozwalają na zastosowanie sposobu określonego w pkt 1.

4. Opłatę, o której mowa w ust. 3, ustala się i pobiera za każdy miesiąc, w którym nastąpiło przekroczenie mocy umownej, z wyjątkiem przypadku, o którym mowa w ust. 3 pkt 2, gdy opłatę ustala się i pobiera w okresie rozliczeniowym.

5. Jeżeli energia elektryczna jest dostarczana z kilku niezależnych miejsc, opłatę za przekroczenie mocy umownej oblicza się oddzielnie w odniesieniu do 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, który ma co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego - w odniesieniu do tych miejsc dostarczania tej energii;

2) operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy ma co najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią danego operatora;

3) operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego a użytkownikiem systemu elektroenergetycznego oraz operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, w przypadku gdy przekroczenie mocy umownej wynikało z polecenia operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego wydanego z powodu innego niż swobodne bilansowanie lub ze świadczenia usług na rzecz operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego określonych w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, lub w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195.

8. Jeżeli dostarczanie energii elektrycznej odbywa się z kilku niezależnych miejsc jej dostarczania, a na skutek awarii w sieci przedsiębiorstwa energetycznego lub wyłączenia lub włączenia 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 przypadków, gdy awaria w sieci lub wyłączenie urządzeń nastąpiły w wyniku przeciążeń lub zakłóceń spowodowanych pracą urządzeń odbiorcy.

§  54.

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 o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa.

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 powiększa się o 10 % dla całego okresu objętego dokonanym zmniejszeniem mocy umownej.

3. Do sieciowych miejsc dostarczania energii elektrycznej oraz połączeń sieci operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, w odniesieniu do których moc umowna jest wyznaczana zgodnie z § 18 ust. 7-10, przepisów ust. 1 i 2 nie stosuje się.

Rozdział  5

Przepisy epizodyczne, przepisy przejściowe oraz przepis końcowy

§  55.

1. W taryfach stosowanych w latach 2027-2031 operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego, dla odbiorców końcowych, 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 200 GWh energii elektrycznej z wykorzystaniem nie mniej niż 50 % mocy umownej i dla których koszt energii elektrycznej stanowi nie mniej niż 15 % wartości produkcji, ustala stawki opłaty jakościowej jako jednostrefowe na podstawie stawek, o których mowa w § 20 ust. 1, oraz średniego profilu zapotrzebowania tych odbiorców w poszczególnych strefach doby i okresach czasowych, a także stosuje współczynnik "kos" wynoszący 0,1 do rozliczeń za opłatę wynikającą ze stawki jakościowej.

2. Opłatę jakościową dla odbiorców końcowych wymienionych w ust. 1 kalkuluje się jako iloczyn jednostrefowej stawki jakościowej, o której mowa w ust. 1, współczynnika "kos" wynoszącego 0,1 oraz ilości energii elektrycznej zużytej przez tych odbiorców końcowych.

3. Warunkiem ustalenia opłaty w sposób, o którym mowa w ust. 2, jest dostarczenie przez odbiorcę końcowego do właściwego operatora systemu elektroenergetycznego, do którego sieci jest przyłączony, oraz do operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, w terminie do 31 października roku poprzedzającego rok obowiązywania taryfy, opinii o spełnieniu kryteriów, o których mowa w ust. 1, przygotowanej przez biegłego rewidenta.

4. Opłatę jakościową dla odbiorców końcowych innych niż wymienieni w ust. 1 kalkuluje się jako iloczyn stawki jakościowej, o której mowa w § 20, współczynnika "kok" oraz ilości energii elektrycznej zużytej przez tych odbiorców końcowych.

5. Współczynnik "kok" kalkuluje się jako:

gdzie symbole Eos i Eok oznaczają odpowiednio ilość energii elektrycznej, wyrażoną w MWh lub w kWh, planowaną do zużycia w każdym roku okresu regulacji przez odbiorców, o których mowa w ust. 1, oraz odbiorców końcowych innych niż odbiorcy, o których mowa w ust. 1, przyłączonych do sieci, w której usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej świadczy operator lub przedsiębiorstwo energetyczne niebędące operatorem, i którzy całość kupowanej energii zużywają na własne potrzeby.

6. W rozliczeniach prowadzonych na podstawie § 29-34 uwzględnia się odpowiednio, w okresie ich obowiązywania, zasady rozliczeń, o których mowa w ust. 1-5.

§  56.

1. Przychody z opłaty abonamentowej ujęte w taryfach skalkulowanych i zatwierdzonych na okres do dnia 31 grudnia 2026 r. uwzględnia się w ramach salda konta regulacyjnego, o którym mowa w § 26 ust. 1, za okresy regulacji obejmujące rok 2025 i rok 2026.

2. Taryfy przedsiębiorstw energetycznych wykonujących działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną stosowane w rozliczeniach z odbiorcami końcowymi w dniu wejścia w życie rozporządzenia obowiązują przez okres określony w decyzjach Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdzających te taryfy, z wyjątkiem taryf przedsiębiorstw energetycznych obsługujących powyżej 100 000 odbiorców.

3. Taryfy przedsiębiorstw energetycznych wykonujących działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej stosowane w rozliczeniach z odbiorcami końcowymi w dniu wejścia w życie rozporządzenia obowiązują przez okres określony w decyzjach Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdzających te taryfy, z tym że przedsiębiorstwa te zaprzestają naliczania opłaty abonamentowej z pierwszym dniem miesiąca kalendarzowego następującego po dniu wejścia w życie rozporządzenia.

4. Przedsiębiorstwa energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną obsługujące powyżej 100 000 odbiorców i posiadające taryfy, o których mowa w ust. 2, w terminie 14 dni od dnia wejścia w życie rozporządzenia przedłożą Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki wnioski o zmianę tych taryf w celu ich dostosowania do przepisów rozporządzenia.

5. Do dnia wejścia w życie taryf zmienionych zgodnie z ust. 4, przedsiębiorstwa energetyczne, o których mowa w ust. 4, stosują taryfy dotychczasowe.

6. W odniesieniu do przedsiębiorstw energetycznych wykonujących działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji lub przesyłania energii elektrycznej przepisy § 7 ust. 13-15, § 19, § 20, § 29, § 30 i § 33 stosuje się do taryf obowiązujących od dnia 1 stycznia 2027 r.

7. W przypadku gdy przed dniem wejścia w życie rozporządzenia przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną lub przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji energii elektrycznej przedłożyło do zatwierdzenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki taryfę, jest obowiązane do zmiany złożonego wniosku w terminie 14 dni od dnia wejścia w życie rozporządzenia, w celu dostosowania do przepisów rozporządzenia.

8. Okresy rozliczeniowe, o których mowa w § 39 ust. 3 zdanie pierwsze, stosowane na podstawie umów zawartych przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia, które są dłuższe niż dwa miesiące, mogą być stosowane do dnia ich dostosowania do wymagania określonego w § 39 ust. 3 zdanie pierwsze, niedłużej jednak niż do dnia 31 grudnia 2028 r.

9. Do umów zawieranych od dnia wejścia w życie rozporządzenia stosuje się wymaganie określone w § 39 ust. 3 zdanie pierwsze.

§ 57. Rozporządzenie wchodzi w życie z dniem następującym po dniu ogłoszenia. ³

1 Minister Energii kieruje działem administracji rządowej - energia, na podstawie § 1 ust. 2 pkt 1 rozporządzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 25 lipca 2025 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Energii (Dz. U. poz. 1206).

2 Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2025 r. poz. 894, 896, 1203, 1541 i 1811 oraz z 2026 r.

poz. 507 i 846.

3 Niniejsze rozporządzenie było poprzedzone rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 29 listopada 2022 r. w sprawie sposobu kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposobu rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z 2024 r. poz. 904 i 1814 oraz z 2025 r. poz. 1772), które traci moc z dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia zgodnie z art. 47 ust. 1 ustawy z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. poz. 1681, z 2024 r. poz. 859, z 2025 r. poz. 759 oraz z 2026 r. poz. 900).

• Identyfikator: Dz.U.2026.1182
• Rodzaj: rozporządzenie
• Tytuł: Sposób kształtowania i kalkulacji taryf oraz sposób rozliczeń w obrocie energią elektryczną
• Data aktu: 2026-09-03
• Data ogłoszenia: 2026-09-04
• Data wejścia w życie: 2026-09-05