openlaw.pl
polskie prawo online
wybrany dokument: KalkulacjaTaryfaDlaCiepla
tu byłem: KalkulacjaTaryfaDlaCiepla
 Tematy:
  Komparatystyka Prawa
 postępowanie cywilne
  Postepowanie Karne
  Postepowanie Sadowoadmini...
 prawo cywilne
 prawo energetyczne
 prawo europejskie
 prawo gospodarcze
 prawo karne
  Prawo Kolizyjne
  Prawo Konstytucyjne
  Prawo Obce
 prawo pracy
 prawo prywatne międzynarod...
 prawo publiczne
  Prawo Socjalne
 prawo spółek
 teoria prawa
 Informacje:
 akty prawne
 artykuły
 dokumenty
 glosy
  Interpretacje Podatkowe
 kazusy
 komentarze
 leksykon openlaw.pl
 literatura
 mind-mapy
 opinie prawne
 orzecznictwo
 recenzje
 samorządy prawnicze
 schematy
 skróty
 skrypty
 wzory
 Adresaci:
 autor
  Grenzgaenger
 klient
  Radca Prawny
 student
 użytkownik
 wierzyciel
Most recent edit on 2010-03-23 11:41:22 by KarolinaOlejnik

Deletions:
1. Drugi poziom
((2)) Drugi poziom




Edited on 2010-03-23 11:40:56 by KarolinaOlejnik

Additions:
1. Drugi poziom
((2)) Drugi poziom


Deletions:
wytluszczone



Edited on 2010-03-23 11:39:48 by KarolinaOlejnik

Additions:
wytluszczone

Deletions:
Art. 45 PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.




Edited on 2010-03-23 11:38:56 by KarolinaOlejnik

Additions:
Art. 45 PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.




Edited on 2009-03-19 10:10:31 by WojciechLisiewicz

Deletions:
A. Literatura
  Attachment Size Date Added
    




Edited on 2009-03-19 10:10:02 by WojciechLisiewicz

Additions:
A. Literatura
  Attachment Size Date Added
    




Edited on 2009-03-19 09:49:46 by WojciechLisiewicz [skrót i przeniesienie do nowego artykułu (zwrot z kapitału)]

Additions:
Taryfa dla ciepła musi zapewnić - podobnie jak wszelkie taryfy objęte art. 45 PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
- pokrycie wszystkich kosztów działalności ciepłowniczej - tzn. wytwarzania, przesyłu i dystrybucji oraz sprzedaży ciepła. Ustawa wyznacza jednocześnie granice obciążania odbiorców kosztami działalności odnosząc się do tzw. kosztów uzasadnionych. Definicja kosztów uzasadnionych została zamieszczona w art. 3 pkt 21) PrEnerg
art. 3 PrEnerg
Użyte w ustawie określenia oznaczają:
1) energia - energię przetworzoną w dowolnej postaci,
2) ciepło - energię cieplną w wodzie gorącej, parze lub w innych nośnikach,
3) paliwa - paliwa stałe, ciekłe i gazowe będące nośnikami energii chemicznej,
3a) paliwa gazowe - gaz ziemny wysokometanowy lub zaazotowany, w tym skroplony gaz ziemny oraz propan-butan lub inne rodzaje gazu palnego, dostarczane za pomocą sieci gazowej, a także biogaz rolniczy, niezależnie od ich przeznaczenia;
4) przesyłanie - transport:
a) paliw gazowych oraz energii elektrycznej sieciami przesyłowymi w celu ich dostarczania do sieci dystrybucyjnych lub odbiorcom końcowym przyłączonym do sieci przesyłowych,
b) paliw ciekłych siecią rurociągów,
c) ciepła siecią ciepłowniczą do odbiorców przyłączonych do tej sieci
- z wyłączeniem sprzedaży tych paliw lub energii;
5) dystrybucja:
a) transport paliw gazowych oraz energii elektrycznej sieciami dystrybucyjnymi w celu ich dostarczania odbiorcom,
b) rozdział paliw ciekłych do odbiorców przyłączonych do sieci rurociągów,
c) rozdział ciepła do odbiorców przyłączonych do sieci ciepłowniczej
- z wyłączeniem sprzedaży tych paliw lub energii;
6) obrót - działalność gospodarczą polegającą na handlu hurtowym albo detalicznym paliwami lub energią,
6a) sprzedaż - bezpośrednią sprzedaż paliw lub energii przez podmiot zajmujący się ich wytwarzaniem lub odsprzedaż tych paliw lub energii przez podmiot zajmujący się ich obrotem;
7) procesy energetyczne - techniczne procesy w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, magazynowania, dystrybucji oraz użytkowania paliw lub energii,
8) zaopatrzenie w ciepło, energię elektryczną, paliwa gazowe - procesy związane z dostarczaniem ciepła, energii elektrycznej, paliw gazowych do odbiorców,
9) urządzenia - urządzenia techniczne stosowane w procesach energetycznych,
10) instalacje - urządzenia z układami połączeń między nimi,
10a) instalacja magazynowa – instalację używaną do magazynowania paliw gazowych, w tym bezzbiornikowy magazyn gazu ziemnego oraz pojemności magazynowe gazociągów, będącą własnością przedsiębiorstwa energetycznego lub eksploatowaną przez to przedsiębiorstwo, włącznie z częścią instalacji skroplonego gazu ziemnego używaną do jego magazynowania, z wyłączeniem tej części instalacji, która jest wykorzystywana do działalności produkcyjnej, oraz instalacji służącej wyłącznie do realizacji zadań operatorów systemu przesyłowego gazowego;
10b) instalacja skroplonego gazu ziemnego - terminal przeznaczony do:
a) skraplania gazu ziemnego lub
b) sprowadzania, wyładunku i regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego wraz z instalacjami pomocniczymi i zbiornikami magazynowymi wykorzystywanymi w procesie regazyfikacji i dostarczania gazu ziemnego do systemu przesyłowego
- z wyłączeniem części terminalu służącej do magazynowania;
11) sieci - instalacje połączone i współpracujące ze sobą, służące do przesyłania lub dystrybucji paliw lub energii, należące do przedsiębiorstwa energetycznego;
11a) sieć przesyłowa - sieć gazową wysokich ciśnień, z wyłączeniem gazociągów kopalnianych i bezpośrednich, albo sieć elektroenergetyczną najwyższych lub wysokich napięć, za której ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu przesyłowego;
11b) sieć dystrybucyjna - sieć gazową wysokich, średnich i niskich ciśnień, z wyłączeniem gazociągów kopalnianych i bezpośrednich, albo sieć elektroenergetyczną wysokich, średnich i niskich napięć, za której ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu dystrybucyjnego;
11c) sieć gazociągów kopalnianych (złożowych, kolektorowych i ekspedycyjnych) - gazociąg lub sieć gazociągów wykorzystywane do transportu gazu ziemnego z miejsca jego wydobycia do zakładu oczyszczania i obróbki lub do terminalu albo wykorzystywane do transportu gazu ziemnego do końcowego przeładunkowego terminalu przybrzeżnego;
11d) gazociąg międzysystemowy - gazociąg przesyłowy przebiegający przez granicę państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym, wyłącznie w celu połączenia krajowych systemów przesyłowych tych państw;
11e) gazociąg bezpośredni - gazociąg, który został zbudowany w celu bezpośredniego dostarczania paliw gazowych do instalacji odbiorcy z pominięciem systemu gazowego;
11f) linia bezpośrednia - linię elektroenergetyczną łączącą wydzieloną jednostkę wytwarzania energii elektrycznej bezpośrednio z odbiorcą lub linię elektroenergetyczną łączącą jednostkę wytwarzania energii elektrycznej przedsiębiorstwa energetycznego z instalacjami należącymi do tego przedsiębiorstwa albo instalacjami należącymi do przedsiębiorstw od niego zależnych;
11g) koordynowana sieć 110 kV - część sieci dystrybucyjnej 110 kV, w której przepływy energii elektrycznej zależą także od warunków pracy sieci przesyłowej;
12) przedsiębiorstwo energetyczne - podmiot prowadzący działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania, dystrybucji paliw albo energii lub obrotu nimi,
12a) przedsiębiorstwo zintegrowane pionowo - przedsiębiorstwo energetyczne lub grupę przedsiębiorstw, których wzajemne relacje są określone w art. 3 ust. 2 rozporządzenia nr 139/2004 z dnia 20 stycznia 2004 r. w sprawie kontroli koncentracji przedsiębiorstw (Dz. Urz. WE L 024 z 29.01.2004), zajmujące się:
a) w odniesieniu do paliw gazowych:
- przesyłaniem lub
- dystrybucją, lub
- magazynowaniem, lub
- skraplaniem
- oraz wytwarzaniem lub sprzedażą tych paliw, albo
b) w odniesieniu do energii elektrycznej:
- przesyłaniem lub
- dystrybucją
- oraz wytwarzaniem lub sprzedażą tej energii;
12b) użytkownik systemu - podmiot dostarczający paliwa gazowe do systemu gazowego lub zaopatrywany z tego systemu albo podmiot dostarczający energię elektryczną do systemu elektroenergetycznego lub zaopatrywany z tego systemu;
13) odbiorca - każdego, kto otrzymuje lub pobiera paliwa lub energię na podstawie umowy z przedsiębiorstwem energetycznym,
13a) odbiorca końcowy - odbiorcę dokonującego zakupu paliw lub energii na własny użytek; do własnego użytku nie zalicza się energii elektrycznej zakupionej w celu jej zużycia na potrzeby wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
13b) odbiorca paliw gazowych lub energii elektrycznej w gospodarstwie domowym - odbiorcę końcowego dokonującego zakupu paliw gazowych lub energii elektrycznej wyłącznie w celu ich zużycia w gospodarstwie domowym;
14) gmina - gminy oraz związki i porozumienia międzygminne w zakresie uregulowanym ustawą z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym (Dz. U. z 1996 r. Nr 13, poz. 74, Nr 58, poz. 261, Nr 106, poz. 496 i Nr 132, poz. 622, z 1997 r. Nr 9, poz. 43, Nr 106, poz. 679, Nr 107, poz. 686, Nr 113, poz. 734 i Nr 123, poz. 775, z 1998 r. Nr 155, poz. 1014 i Nr 162, poz. 1126 oraz z 2000 r. Nr 26, poz. 306),
15) regulacja - stosowanie określonych ustawą środków prawnych, włącznie z koncesjonowaniem, służących do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, prawidłowej gospodarki paliwami i energią oraz ochrony interesów odbiorców,
16) bezpieczeństwo energetyczne - stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska,
16a) bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej - zdolność systemu elektroenergetycznego do zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię;
16b) bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznej - nieprzerwaną pracę sieci elektroenergetycznej, a także spełnianie wymagań w zakresie parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców, w tym dopuszczalnych przerw w dostawach energii elektrycznej odbiorcom końcowym, w możliwych do przewidzenia warunkach pracy tej sieci;
16c) równoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię - zaspokojenie możliwego do przewidzenia, bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na energię elektryczną i moc, bez konieczności podejmowania działań mających na celu wprowadzenie ograniczeń w jej dostarczaniu i poborze;
16d) zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej - stan systemu elektroenergetycznego lub jego części, uniemożliwiający zapewnienie bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej lub równoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię;
17) taryfa - zbiór cen i stawek opłat oraz warunków ich stosowania, opracowany przez przedsiębiorstwo energetyczne i wprowadzany jako obowiązujący dla określonych w nim odbiorców w trybie określonym ustawą,
18) nielegalne pobieranie paliw lub energii - pobieranie paliw lub energii bez zawarcia umowy, z całkowitym albo częściowym pominięciem układu pomiarowo-rozliczeniowego lub poprzez ingerencję w ten układ mającą wpływ na zafałszowanie pomiarów dokonywanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy;
19) ruch sieciowy - sterowanie pracą sieci,
20) odnawialne źródło energii - źródło wykorzystujące w procesie przetwarzania energię wiatru, promieniowania słonecznego, geotermalną, fal, prądów i pływów morskich, spadku rzek oraz energię pozyskiwaną z biomasy, biogazu wysypiskowego, a także biogazu powstałego w procesach odprowadzania lub oczyszczania ścieków albo rozkładu składowanych szczątek roślinnych i zwierzęcych,
20a) biogaz rolniczy - paliwo gazowe otrzymywane w procesie fermentacji metanowej surowców rolniczych, produktów ubocznych rolnictwa, płynnych lub stałych odchodów zwierzęcych, produktów ubocznych lub pozostałości z przetwórstwa produktów pochodzenia rolniczego lub biomasy leśnej, z wyłączeniem gazu pozyskanego z surowców pochodzących z oczyszczalni ścieków oraz składowisk odpadów;
21) koszty uzasadnione - koszty niezbędne do wykonania zobowiązań powstałych w związku z prowadzoną przez przedsiębiorstwo energetyczne działalnością w zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania i dystrybucji, obrotu paliwami lub energią oraz przyjmowane przez przedsiębiorstwo energetyczne do kalkulacji cen i stawek opłat ustalanych w taryfie w sposób ekonomicznie uzasadniony, z zachowaniem należytej staranności zmierzającej do ochrony interesów odbiorców; koszty uzasadnione nie są kosztami uzyskania przychodów w rozumieniu przepisów podatkowych,
22) finansowanie oświetlenia - finansowanie kosztów energii elektrycznej pobranej przez punkty świetlne oraz koszty ich budowy i utrzymania,
23) system gazowy albo elektroenergetyczny - sieci gazowe albo sieci elektroenergetyczne oraz przyłączone do nich urządzenia i instalacje, współpracujące z siecią,
23a) bilansowanie systemu - działalność gospodarczą wykonywaną przez operatora systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego w ramach świadczonych usług przesyłania lub dystrybucji, polegającą na równoważeniu zapotrzebowania na paliwa gazowe lub energię elektryczną z dostawami tych paliw lub energii;
23b) zarządzanie ograniczeniami systemowymi - działalność gospodarczą wykonywaną przez operatora systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego w ramach świadczonych usług przesyłania lub dystrybucji w celu zapewnienia bezpiecznego funkcjonowania systemu gazowego albo systemu elektroenergetycznego oraz zapewnienia, zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 9 ust. 1-4, wymaganych parametrów technicznych paliw gazowych lub energii elektrycznej w przypadku wystąpienia ograniczeń technicznych w przepustowości tych systemów;
24) operator systemu przesyłowego - przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem paliw gazowych lub energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie przesyłowym gazowym albo systemie przesyłowym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami gazowymi albo innymi systemami elektroenergetycznymi;
25) operator systemu dystrybucyjnego - przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją paliw gazowych lub energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie dystrybucyjnym gazowym albo systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci dystrybucyjnej, w tym połączeń z innymi systemami gazowymi albo innymi systemami elektroenergetycznymi;
26) operator systemu magazynowania - przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się magazynowaniem paliw gazowych, odpowiedzialne za eksploatację instalacji magazynowej;
27) operator systemu skraplania gazu ziemnego - przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się skraplaniem gazu ziemnego, sprowadzaniem, wyładunkiem lub regazyfikacją skroplonego gazu ziemnego, odpowiedzialne za eksploatację instalacji tego gazu;
28) operator systemu połączonego - przedsiębiorstwo energetyczne zarządzające systemami połączonymi gazowymi albo systemami połączonymi elektroenergetycznymi, w tym systemem przesyłowym i dystrybucyjnym, albo systemem przesyłowym, dystrybucyjnym, magazynowania lub skraplania gazu ziemnego;
29) sprzedawca z urzędu - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na obrót paliwami gazowymi lub energią elektryczną, świadczące usługi kompleksowe odbiorcom paliw gazowych lub energii elektrycznej w gospodarstwie domowym, niekorzystającym z prawa wyboru sprzedawcy;
30) usługa kompleksowa - usługę świadczoną na podstawie umowy zawierającej postanowienia umowy sprzedaży i umowy o świadczenie usługi przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii albo umowy sprzedaży, umowy o świadczenie usługi przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych i umowy o świadczenie usługi magazynowania paliw gazowych;
31) normalny układ pracy sieci - układ pracy sieci i przyłączonych źródeł wytwórczych, zapewniający najkorzystniejsze warunki techniczne i ekonomiczne transportu energii elektrycznej oraz spełnienie kryteriów niezawodności pracy sieci i jakości energii elektrycznej dostarczanej użytkownikom sieci;
32) subsydiowanie skrośne - pokrywanie kosztów jednego rodzaju wykonywanej działalności gospodarczej lub kosztów dotyczących jednej grupy odbiorców przychodami pochodzącymi z innego rodzaju wykonywanej działalności gospodarczej lub od innej grupy odbiorców;
33) kogeneracja – równoczesne wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej lub mechanicznej w trakcie tego samego procesu technologicznego;
34) ciepło użytkowe w kogeneracji – ciepło wytwarzane w kogeneracji, służące zaspokojeniu niezbędnego zapotrzebowania na ciepło lub chłód, które gdyby nie było wytworzone w kogeneracji, zostałoby pozyskane z innych źródeł;
35) jednostka kogeneracji – wyodrębniony zespół urządzeń, który może wytwarzać energię elektryczną w kogeneracji, opisany poprzez dane techniczne;
36) energia elektryczna z kogeneracji – energię elektryczną wytwarzaną w kogeneracji i obliczoną jako:
a) całkowitą roczną produkcję energii elektrycznej w jednostce kogeneracji w roku kalendarzowym, wytworzoną ze średnioroczną sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną lub mechaniczną i ciepło użytkowe w kogeneracji, co najmniej równą sprawności granicznej:
– 75% dla jednostki kogeneracji z urządzeniami typu: turbina parowa przeciwprężna, turbina gazowa z odzyskiem ciepła, silnik spalinowy, mikroturbina, silnik Stirlinga, ogniwo paliwowe, albo
– 80% dla jednostki kogeneracji z urządzeniami typu: układ gazowo-parowy z odzyskiem ciepła, turbina parowa upustowo-kondensacyjna, albo
b) iloczyn współczynnika i rocznej ilości ciepła użytkowego w kogeneracji wytworzonego ze średnioroczną sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną lub mechaniczną i ciepło użytkowe w kogeneracji niższą niż sprawności graniczne, o których mowa w lit. a; współczynnik ten jest obliczany na podstawie pomiarów parametrów technologicznych jednostki kogeneracji, dla danego przedziału czasowego, i określa stosunek energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji;
37) referencyjna wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego – sprawność wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej albo ciepła stosowana do obliczenia oszczędności energii pierwotnej uzyskanej w wyniku zastosowania kogeneracji zamiast wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej i ciepła;
38) wysokosprawna kogeneracja – wytwarzanie energii elektrycznej lub mechanicznej i ciepła użytkowego w kogeneracji, które zapewnia oszczędność energii pierwotnej zużywanej w:
a) jednostce kogeneracji w wysokości nie mniejszej niż 10% w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego lub
b) jednostce kogeneracji o mocy zainstalowanej elektrycznej poniżej 1 MW w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego;
39) standardowy profil zużycia – zbiór danych o przeciętnym zużyciu energii elektrycznej w poszczególnych godzinach doby przez grupę odbiorców końcowych:
a) nieposiadających urządzeń pomiarowo-rozli­czenio­wych umożliwiających rejestrację tych danych,
b) o zbliżonej charakterystyce poboru energii elektrycznej,
c) zlokalizowanych na obszarze działania danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;
40) bilansowanie handlowe – zgłaszanie operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego przez podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe do realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych przez użytkowników systemu i prowadzenie z nimi rozliczeń różnicy rzeczywistej ilości dostarczonej albo pobranej energii elektrycznej i wielkości określonych w tych umowach dla każdego okresu rozliczeniowego;
41) centralny mechanizm bilansowania handlowego – prowadzony przez operatora systemu przesyłowego, w ramach bilansowania systemu, mechanizm rozliczeń podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie handlowe, z tytułu niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej oraz pobranej przez użytkowników systemu, dla których te podmioty prowadzą bilansowanie handlowe;
42) podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe – osobę fizyczną lub prawną uczestniczącą w centralnym mechanizmie bilansowania handlowego na podstawie umowy z operatorem systemu przesyłowego, zajmującą się bilansowaniem handlowym użytkowników systemu;
43) jednostka wytwórcza - wyodrębniony zespół urządzeń należący do przedsiębiorstwa energetycznego, służący do wytwarzania energii i wyprowadzania mocy;
44) rynek organizowany przez podmiot prowadzący na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej rynek regulowany - obrót towarami giełdowymi organizowany na podstawie przepisów ustawy z dnia 29 lipca 2005 r. o obrocie instrumentami finansowymi (Dz. U. z 2010 r. Nr 211, poz. 1384 oraz z 2011 r. Nr 106, poz. 622 i Nr 131, poz. 763), odpowiednio, przez spółkę prowadzącą giełdę albo przez spółkę prowadzącą rynek pozagiełdowy.
. Od 2005 roku ustawa przewiduje w art. 45 ust. 1 pkt 1) PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
in fine, że poza samymi kosztami sensu stricto przedsiębiorstwa ciepłownicze (jak i wszelkie inne energetyczne) uwzględniają w taryfie również zwrot z kapitału.
Więcej nt. pojęcia kosztów uzasadnionych w odrębnym artykule.
Pojęcie zwrotu z kapitału wprowadzone do art. 45 PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
w 2005 roku nie zostało początkowo dokładniej zdefiniowane. W chwili obecnej określenie pojęcia ułatwia rozporządzenie taryfowe. Więcej o zwrocie z kapitału w artykule na ten temat.


Deletions:
Taryfa dla ciepła musi zapewnić - podobnie jak wszelkie taryfy objęte art. 45 PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
- pokrycie wszystkich kosztów działalności ciepłowniczej - tzn. wytwarzania, przesyłu i dystrybucji oraz sprzedaży ciepła. Ustawa wyznacza jednocześnie granice obciążania odbiorców kosztami działalności odnosząc się do tzw. kosztów uzasadnionych. Definicja kosztów uzasadnionych została zamieszczona w art. 3 pkt 21) PrEnerg
art. 3 PrEnerg
Użyte w ustawie określenia oznaczają:
1) energia - energię przetworzoną w dowolnej postaci,
2) ciepło - energię cieplną w wodzie gorącej, parze lub w innych nośnikach,
3) paliwa - paliwa stałe, ciekłe i gazowe będące nośnikami energii chemicznej,
3a) paliwa gazowe - gaz ziemny wysokometanowy lub zaazotowany, w tym skroplony gaz ziemny oraz propan-butan lub inne rodzaje gazu palnego, dostarczane za pomocą sieci gazowej, a także biogaz rolniczy, niezależnie od ich przeznaczenia;
4) przesyłanie - transport:
a) paliw gazowych oraz energii elektrycznej sieciami przesyłowymi w celu ich dostarczania do sieci dystrybucyjnych lub odbiorcom końcowym przyłączonym do sieci przesyłowych,
b) paliw ciekłych siecią rurociągów,
c) ciepła siecią ciepłowniczą do odbiorców przyłączonych do tej sieci
- z wyłączeniem sprzedaży tych paliw lub energii;
5) dystrybucja:
a) transport paliw gazowych oraz energii elektrycznej sieciami dystrybucyjnymi w celu ich dostarczania odbiorcom,
b) rozdział paliw ciekłych do odbiorców przyłączonych do sieci rurociągów,
c) rozdział ciepła do odbiorców przyłączonych do sieci ciepłowniczej
- z wyłączeniem sprzedaży tych paliw lub energii;
6) obrót - działalność gospodarczą polegającą na handlu hurtowym albo detalicznym paliwami lub energią,
6a) sprzedaż - bezpośrednią sprzedaż paliw lub energii przez podmiot zajmujący się ich wytwarzaniem lub odsprzedaż tych paliw lub energii przez podmiot zajmujący się ich obrotem;
7) procesy energetyczne - techniczne procesy w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, magazynowania, dystrybucji oraz użytkowania paliw lub energii,
8) zaopatrzenie w ciepło, energię elektryczną, paliwa gazowe - procesy związane z dostarczaniem ciepła, energii elektrycznej, paliw gazowych do odbiorców,
9) urządzenia - urządzenia techniczne stosowane w procesach energetycznych,
10) instalacje - urządzenia z układami połączeń między nimi,
10a) instalacja magazynowa – instalację używaną do magazynowania paliw gazowych, w tym bezzbiornikowy magazyn gazu ziemnego oraz pojemności magazynowe gazociągów, będącą własnością przedsiębiorstwa energetycznego lub eksploatowaną przez to przedsiębiorstwo, włącznie z częścią instalacji skroplonego gazu ziemnego używaną do jego magazynowania, z wyłączeniem tej części instalacji, która jest wykorzystywana do działalności produkcyjnej, oraz instalacji służącej wyłącznie do realizacji zadań operatorów systemu przesyłowego gazowego;
10b) instalacja skroplonego gazu ziemnego - terminal przeznaczony do:
a) skraplania gazu ziemnego lub
b) sprowadzania, wyładunku i regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego wraz z instalacjami pomocniczymi i zbiornikami magazynowymi wykorzystywanymi w procesie regazyfikacji i dostarczania gazu ziemnego do systemu przesyłowego
- z wyłączeniem części terminalu służącej do magazynowania;
11) sieci - instalacje połączone i współpracujące ze sobą, służące do przesyłania lub dystrybucji paliw lub energii, należące do przedsiębiorstwa energetycznego;
11a) sieć przesyłowa - sieć gazową wysokich ciśnień, z wyłączeniem gazociągów kopalnianych i bezpośrednich, albo sieć elektroenergetyczną najwyższych lub wysokich napięć, za której ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu przesyłowego;
11b) sieć dystrybucyjna - sieć gazową wysokich, średnich i niskich ciśnień, z wyłączeniem gazociągów kopalnianych i bezpośrednich, albo sieć elektroenergetyczną wysokich, średnich i niskich napięć, za której ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu dystrybucyjnego;
11c) sieć gazociągów kopalnianych (złożowych, kolektorowych i ekspedycyjnych) - gazociąg lub sieć gazociągów wykorzystywane do transportu gazu ziemnego z miejsca jego wydobycia do zakładu oczyszczania i obróbki lub do terminalu albo wykorzystywane do transportu gazu ziemnego do końcowego przeładunkowego terminalu przybrzeżnego;
11d) gazociąg międzysystemowy - gazociąg przesyłowy przebiegający przez granicę państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym, wyłącznie w celu połączenia krajowych systemów przesyłowych tych państw;
11e) gazociąg bezpośredni - gazociąg, który został zbudowany w celu bezpośredniego dostarczania paliw gazowych do instalacji odbiorcy z pominięciem systemu gazowego;
11f) linia bezpośrednia - linię elektroenergetyczną łączącą wydzieloną jednostkę wytwarzania energii elektrycznej bezpośrednio z odbiorcą lub linię elektroenergetyczną łączącą jednostkę wytwarzania energii elektrycznej przedsiębiorstwa energetycznego z instalacjami należącymi do tego przedsiębiorstwa albo instalacjami należącymi do przedsiębiorstw od niego zależnych;
11g) koordynowana sieć 110 kV - część sieci dystrybucyjnej 110 kV, w której przepływy energii elektrycznej zależą także od warunków pracy sieci przesyłowej;
12) przedsiębiorstwo energetyczne - podmiot prowadzący działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania, dystrybucji paliw albo energii lub obrotu nimi,
12a) przedsiębiorstwo zintegrowane pionowo - przedsiębiorstwo energetyczne lub grupę przedsiębiorstw, których wzajemne relacje są określone w art. 3 ust. 2 rozporządzenia nr 139/2004 z dnia 20 stycznia 2004 r. w sprawie kontroli koncentracji przedsiębiorstw (Dz. Urz. WE L 024 z 29.01.2004), zajmujące się:
a) w odniesieniu do paliw gazowych:
- przesyłaniem lub
- dystrybucją, lub
- magazynowaniem, lub
- skraplaniem
- oraz wytwarzaniem lub sprzedażą tych paliw, albo
b) w odniesieniu do energii elektrycznej:
- przesyłaniem lub
- dystrybucją
- oraz wytwarzaniem lub sprzedażą tej energii;
12b) użytkownik systemu - podmiot dostarczający paliwa gazowe do systemu gazowego lub zaopatrywany z tego systemu albo podmiot dostarczający energię elektryczną do systemu elektroenergetycznego lub zaopatrywany z tego systemu;
13) odbiorca - każdego, kto otrzymuje lub pobiera paliwa lub energię na podstawie umowy z przedsiębiorstwem energetycznym,
13a) odbiorca końcowy - odbiorcę dokonującego zakupu paliw lub energii na własny użytek; do własnego użytku nie zalicza się energii elektrycznej zakupionej w celu jej zużycia na potrzeby wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
13b) odbiorca paliw gazowych lub energii elektrycznej w gospodarstwie domowym - odbiorcę końcowego dokonującego zakupu paliw gazowych lub energii elektrycznej wyłącznie w celu ich zużycia w gospodarstwie domowym;
14) gmina - gminy oraz związki i porozumienia międzygminne w zakresie uregulowanym ustawą z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym (Dz. U. z 1996 r. Nr 13, poz. 74, Nr 58, poz. 261, Nr 106, poz. 496 i Nr 132, poz. 622, z 1997 r. Nr 9, poz. 43, Nr 106, poz. 679, Nr 107, poz. 686, Nr 113, poz. 734 i Nr 123, poz. 775, z 1998 r. Nr 155, poz. 1014 i Nr 162, poz. 1126 oraz z 2000 r. Nr 26, poz. 306),
15) regulacja - stosowanie określonych ustawą środków prawnych, włącznie z koncesjonowaniem, służących do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, prawidłowej gospodarki paliwami i energią oraz ochrony interesów odbiorców,
16) bezpieczeństwo energetyczne - stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska,
16a) bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej - zdolność systemu elektroenergetycznego do zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię;
16b) bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznej - nieprzerwaną pracę sieci elektroenergetycznej, a także spełnianie wymagań w zakresie parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców, w tym dopuszczalnych przerw w dostawach energii elektrycznej odbiorcom końcowym, w możliwych do przewidzenia warunkach pracy tej sieci;
16c) równoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię - zaspokojenie możliwego do przewidzenia, bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na energię elektryczną i moc, bez konieczności podejmowania działań mających na celu wprowadzenie ograniczeń w jej dostarczaniu i poborze;
16d) zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej - stan systemu elektroenergetycznego lub jego części, uniemożliwiający zapewnienie bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej lub równoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię;
17) taryfa - zbiór cen i stawek opłat oraz warunków ich stosowania, opracowany przez przedsiębiorstwo energetyczne i wprowadzany jako obowiązujący dla określonych w nim odbiorców w trybie określonym ustawą,
18) nielegalne pobieranie paliw lub energii - pobieranie paliw lub energii bez zawarcia umowy, z całkowitym albo częściowym pominięciem układu pomiarowo-rozliczeniowego lub poprzez ingerencję w ten układ mającą wpływ na zafałszowanie pomiarów dokonywanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy;
19) ruch sieciowy - sterowanie pracą sieci,
20) odnawialne źródło energii - źródło wykorzystujące w procesie przetwarzania energię wiatru, promieniowania słonecznego, geotermalną, fal, prądów i pływów morskich, spadku rzek oraz energię pozyskiwaną z biomasy, biogazu wysypiskowego, a także biogazu powstałego w procesach odprowadzania lub oczyszczania ścieków albo rozkładu składowanych szczątek roślinnych i zwierzęcych,
20a) biogaz rolniczy - paliwo gazowe otrzymywane w procesie fermentacji metanowej surowców rolniczych, produktów ubocznych rolnictwa, płynnych lub stałych odchodów zwierzęcych, produktów ubocznych lub pozostałości z przetwórstwa produktów pochodzenia rolniczego lub biomasy leśnej, z wyłączeniem gazu pozyskanego z surowców pochodzących z oczyszczalni ścieków oraz składowisk odpadów;
21) koszty uzasadnione - koszty niezbędne do wykonania zobowiązań powstałych w związku z prowadzoną przez przedsiębiorstwo energetyczne działalnością w zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania i dystrybucji, obrotu paliwami lub energią oraz przyjmowane przez przedsiębiorstwo energetyczne do kalkulacji cen i stawek opłat ustalanych w taryfie w sposób ekonomicznie uzasadniony, z zachowaniem należytej staranności zmierzającej do ochrony interesów odbiorców; koszty uzasadnione nie są kosztami uzyskania przychodów w rozumieniu przepisów podatkowych,
22) finansowanie oświetlenia - finansowanie kosztów energii elektrycznej pobranej przez punkty świetlne oraz koszty ich budowy i utrzymania,
23) system gazowy albo elektroenergetyczny - sieci gazowe albo sieci elektroenergetyczne oraz przyłączone do nich urządzenia i instalacje, współpracujące z siecią,
23a) bilansowanie systemu - działalność gospodarczą wykonywaną przez operatora systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego w ramach świadczonych usług przesyłania lub dystrybucji, polegającą na równoważeniu zapotrzebowania na paliwa gazowe lub energię elektryczną z dostawami tych paliw lub energii;
23b) zarządzanie ograniczeniami systemowymi - działalność gospodarczą wykonywaną przez operatora systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego w ramach świadczonych usług przesyłania lub dystrybucji w celu zapewnienia bezpiecznego funkcjonowania systemu gazowego albo systemu elektroenergetycznego oraz zapewnienia, zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 9 ust. 1-4, wymaganych parametrów technicznych paliw gazowych lub energii elektrycznej w przypadku wystąpienia ograniczeń technicznych w przepustowości tych systemów;
24) operator systemu przesyłowego - przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem paliw gazowych lub energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie przesyłowym gazowym albo systemie przesyłowym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami gazowymi albo innymi systemami elektroenergetycznymi;
25) operator systemu dystrybucyjnego - przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją paliw gazowych lub energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie dystrybucyjnym gazowym albo systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci dystrybucyjnej, w tym połączeń z innymi systemami gazowymi albo innymi systemami elektroenergetycznymi;
26) operator systemu magazynowania - przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się magazynowaniem paliw gazowych, odpowiedzialne za eksploatację instalacji magazynowej;
27) operator systemu skraplania gazu ziemnego - przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się skraplaniem gazu ziemnego, sprowadzaniem, wyładunkiem lub regazyfikacją skroplonego gazu ziemnego, odpowiedzialne za eksploatację instalacji tego gazu;
28) operator systemu połączonego - przedsiębiorstwo energetyczne zarządzające systemami połączonymi gazowymi albo systemami połączonymi elektroenergetycznymi, w tym systemem przesyłowym i dystrybucyjnym, albo systemem przesyłowym, dystrybucyjnym, magazynowania lub skraplania gazu ziemnego;
29) sprzedawca z urzędu - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na obrót paliwami gazowymi lub energią elektryczną, świadczące usługi kompleksowe odbiorcom paliw gazowych lub energii elektrycznej w gospodarstwie domowym, niekorzystającym z prawa wyboru sprzedawcy;
30) usługa kompleksowa - usługę świadczoną na podstawie umowy zawierającej postanowienia umowy sprzedaży i umowy o świadczenie usługi przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii albo umowy sprzedaży, umowy o świadczenie usługi przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych i umowy o świadczenie usługi magazynowania paliw gazowych;
31) normalny układ pracy sieci - układ pracy sieci i przyłączonych źródeł wytwórczych, zapewniający najkorzystniejsze warunki techniczne i ekonomiczne transportu energii elektrycznej oraz spełnienie kryteriów niezawodności pracy sieci i jakości energii elektrycznej dostarczanej użytkownikom sieci;
32) subsydiowanie skrośne - pokrywanie kosztów jednego rodzaju wykonywanej działalności gospodarczej lub kosztów dotyczących jednej grupy odbiorców przychodami pochodzącymi z innego rodzaju wykonywanej działalności gospodarczej lub od innej grupy odbiorców;
33) kogeneracja – równoczesne wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej lub mechanicznej w trakcie tego samego procesu technologicznego;
34) ciepło użytkowe w kogeneracji – ciepło wytwarzane w kogeneracji, służące zaspokojeniu niezbędnego zapotrzebowania na ciepło lub chłód, które gdyby nie było wytworzone w kogeneracji, zostałoby pozyskane z innych źródeł;
35) jednostka kogeneracji – wyodrębniony zespół urządzeń, który może wytwarzać energię elektryczną w kogeneracji, opisany poprzez dane techniczne;
36) energia elektryczna z kogeneracji – energię elektryczną wytwarzaną w kogeneracji i obliczoną jako:
a) całkowitą roczną produkcję energii elektrycznej w jednostce kogeneracji w roku kalendarzowym, wytworzoną ze średnioroczną sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną lub mechaniczną i ciepło użytkowe w kogeneracji, co najmniej równą sprawności granicznej:
– 75% dla jednostki kogeneracji z urządzeniami typu: turbina parowa przeciwprężna, turbina gazowa z odzyskiem ciepła, silnik spalinowy, mikroturbina, silnik Stirlinga, ogniwo paliwowe, albo
– 80% dla jednostki kogeneracji z urządzeniami typu: układ gazowo-parowy z odzyskiem ciepła, turbina parowa upustowo-kondensacyjna, albo
b) iloczyn współczynnika i rocznej ilości ciepła użytkowego w kogeneracji wytworzonego ze średnioroczną sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną lub mechaniczną i ciepło użytkowe w kogeneracji niższą niż sprawności graniczne, o których mowa w lit. a; współczynnik ten jest obliczany na podstawie pomiarów parametrów technologicznych jednostki kogeneracji, dla danego przedziału czasowego, i określa stosunek energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji;
37) referencyjna wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego – sprawność wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej albo ciepła stosowana do obliczenia oszczędności energii pierwotnej uzyskanej w wyniku zastosowania kogeneracji zamiast wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej i ciepła;
38) wysokosprawna kogeneracja – wytwarzanie energii elektrycznej lub mechanicznej i ciepła użytkowego w kogeneracji, które zapewnia oszczędność energii pierwotnej zużywanej w:
a) jednostce kogeneracji w wysokości nie mniejszej niż 10% w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego lub
b) jednostce kogeneracji o mocy zainstalowanej elektrycznej poniżej 1 MW w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego;
39) standardowy profil zużycia – zbiór danych o przeciętnym zużyciu energii elektrycznej w poszczególnych godzinach doby przez grupę odbiorców końcowych:
a) nieposiadających urządzeń pomiarowo-rozli­czenio­wych umożliwiających rejestrację tych danych,
b) o zbliżonej charakterystyce poboru energii elektrycznej,
c) zlokalizowanych na obszarze działania danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;
40) bilansowanie handlowe – zgłaszanie operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego przez podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe do realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych przez użytkowników systemu i prowadzenie z nimi rozliczeń różnicy rzeczywistej ilości dostarczonej albo pobranej energii elektrycznej i wielkości określonych w tych umowach dla każdego okresu rozliczeniowego;
41) centralny mechanizm bilansowania handlowego – prowadzony przez operatora systemu przesyłowego, w ramach bilansowania systemu, mechanizm rozliczeń podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie handlowe, z tytułu niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej oraz pobranej przez użytkowników systemu, dla których te podmioty prowadzą bilansowanie handlowe;
42) podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe – osobę fizyczną lub prawną uczestniczącą w centralnym mechanizmie bilansowania handlowego na podstawie umowy z operatorem systemu przesyłowego, zajmującą się bilansowaniem handlowym użytkowników systemu;
43) jednostka wytwórcza - wyodrębniony zespół urządzeń należący do przedsiębiorstwa energetycznego, służący do wytwarzania energii i wyprowadzania mocy;
44) rynek organizowany przez podmiot prowadzący na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej rynek regulowany - obrót towarami giełdowymi organizowany na podstawie przepisów ustawy z dnia 29 lipca 2005 r. o obrocie instrumentami finansowymi (Dz. U. z 2010 r. Nr 211, poz. 1384 oraz z 2011 r. Nr 106, poz. 622 i Nr 131, poz. 763), odpowiednio, przez spółkę prowadzącą giełdę albo przez spółkę prowadzącą rynek pozagiełdowy.
.
Od 2005 roku ustawa przewiduje w art. 45 ust. 1 pkt 1) PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
in fine, że poza samymi kosztami sensu stricto przedsiębiorstwa ciepłownicze (jak i wszelkie inne energetyczne) uwzględniają w taryfie również zwrot z kapitału.
Pojęcie zwrotu z kapitału wprowadzone do art. 45 PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
w 2005 roku nie zostało początkowo dokładniej zdefiniowane. Jednak to pochodzące z nauk ekonomicznych pojęcie nie nasuwa zbyt dużych wątpliwości, jeśli zastosować wobec niego leksykalną definicję oraz dotychczasową praktykę URE (1).
(1) por. np. opracowanie Departamentu Taryf URE "Taryfy spółek dystrybucyjnych na rok 2005", Warszawa 2004, punkt 2.1.5. i następne
W uproszczeniu można stwierdzić, iż zwrot z kapitału oznacza zysk przedsiębiorstwa z tytułu zaangażowania kapitału w działalność. Nie można podważyć również podstawowej formuły ustalania zwrotu z kapitału, według której kwota zwrotu ustalana jest następująco:
kwota zwrotu = wartość majątku x stopa zwrotu
Wątpliwości interpretacyjne mogą się pojawiać jedynie w zakresie wyliczania wartości majątku zaangażowanego w działalność (które środki podlegają wynagrodzeniu a które nie?) oraz wysokości stopy zwrotu. Ponadto istotnym elementem w postępowaniach taryfowych jest stosowany przez URE, a pozbawiony konkretnej podstawy prawnej tzw. faktor "U". Przy pomocy tego faktora (o wartości od 0 do 1) URE de facto próbuje w sposób arbitralny ustalać kwotę zwrotu z kapitału na dowolnym poziomie.
Należy jednak pamiętać, że z prawnego punktu widzenia (i tylko taki będzie uwzględniany na wypadek odwołania i następnie skargi do Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów) istotne są nie praktyka URE, a obowiązujące prawo. I to na tle art. 45 ust. 1 pkt 1) PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
nakazuje uwzględniać w taryfie (pełny) zwrot z kapitału. Ograniczenia w tym zakresie pojawiają się jedynie przy stosowaniu ekonomicznej formuły wyliczania tego zwrotu (por. wyżej). Od 2006 roku istnieją również doprecyzowane zasady stosowania formuł ekonomicznych w rozporządzeniu taryfowym (2)
(2) Dz. U. 2006 nr 193 poz. 1423, poniżej określane "Rozporządzeniem"
. Reguły uwzględniania zwrotu z kapitału na mocy przepisów rozporządzenia przedstawione zostały szczegółowo poniżej.
1. Kapitał własny i kapitał obcy
Z reguły w przedsiębiorstwach mamy do czynienia z sytuację, w której nie tylko kapitał własny jest zaangażowany w działalność (wkład właściciela), ale i kapitał pochodzący ze źródeł zewnętrznych (np. kredyty). Rozporządzenie w § 25 ust. 1 wyjaśnia, iż również kapitał obcy podlega wynagrodzeniu. Dlatego należy stwierdzić, iż prawo dopuszcza zysk przedsiębiorstwa z kapitału obcego. Oczywiście stopa zwrotu z kapitału obcego musi uwzględniać koszt jego pozyskania, dlatego nie jest możliwe rozliczanie kosztów kapitału obcego w takiej samej wysokości, jak kapitału własnego. Przedsiębiorstwu należy się jednak z mocy prawa wynagrodzenie w postaci marży między kosztem kapitału a łączną stopą zwrotu. W związku z powyższym w przedstawionej formule stosowana jest nie dowolna stopa zwrotu, a średnioważona (tzw. WACC) zależna od stosunku kapitału obcego i kapitału własnego zaangażowanego w działalność.
2. Przesłanki uwzględnienia zwrotu z kapitału w taryfie
Niezależnie od tego, czy w danym wypadku chodzi o kapitał własny czy obcy, przedsiębiorstwo ma prawo i obowiązek (por. bezwzględne sformułowanie art. 45 ust. 1 PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
) uwzględnić zwrot z kapitału gdy i o ile:
- przedsiębiorstwo inwestuje kapitał,
- kapitał ten służy do finansowania majątku zaangażowanego w działalność ciepłowniczą,
- zwrot kalkulowany jest w odpowiedniej wysokości.
O ile ustalenie faktu zainwestowania kapitału i powiązania go z działalnością ciepłowniczą jest możliwe według obiektywnych kryteriów, tak doprecyzowania wymaga przesłanka odpowiedniej wysokości zwrotu z kapitału. Kryteria ustalenia tej wysokości określa rozporządzenie.
3. Odpowiednia wysokość zwrotu z kapitału
Na wstępie rozważań na temat przewidzianej prawem wysokości zwrotu z kapitału należy zwrócić uwagę na fakt, iż nie jest możliwe stwierdzenie, w jakiej kategorii terminologicznej należy rozumieć pojęcie "uzasadnionej wielkości" zwrotu z kapitału użyte w § 25 ust. 2 rozporządzenia. Nasuwa się tu bowiem - potwierdzona w praktyce postępowań taryfowych przed URE - wątpliwość, czy chodzi o absolutną wielkość zwrotu dla danego przedsiębiorstwa (np. 2 mln złotych) czy też o wartość procentową (np. 10 % od kapitału własnego zaangażowanego w działalność). Kryteria podane przez rozporządzenie w § 25 ust. 2 wskazują na parametry, które w większości nie wykazują związku z absolutną wartością zwrotu z kapitału - nie może bowiem być mowy o kwotowym określaniu zwrotu z kapitału, jeśli odnosimy się do wzrostu cen czy warunków na rynkach finansowych. Na tych przykładach łatwo stwierdzić, że nie jest możliwe stwierdzenie stałych kwot uzasadnionej wielkości zwrotu z kapitału dla dwóch przedsiębiorstw o różnej wielkości. Stąd też z natury rzeczy wynika, iż prawodawca odnosi się w tym punkcie raczej do wielkości relatywnych, procentowych w stosunku do zaangażowanego kapitału. Nie jest bowiem zamierzony przez prawodawcę stan, aby przedsiębiorstwa małe były preferowane a duże - ze względu na "poważnie brzmiące liczby" traktowane bardziej restrykcyjnie.
Na tle zapisu w § 25 ust. 2 pkt 1 in fine rozporządzenia ("faktycznie zaangażowana wartość aktywów") nasuwają się jednak poważne wątpliwości wobec przedstawionej powyżej argumentacji. Podanie podstawy wyliczenia ostatecznej kwoty jako kryterium "uzasadnionej wielkości" wskazuje na odniesienie do kwoty absolutnej, nie procentowej. Możliwy jest zatem również wniosek odwrotny do postawionego i uzasadnionego wyżej.
Zdaniem autora nie jest istotne stwierdzenie punktu odniesienia regulacji (ostateczna kwota czy stopa procentowa zwrotu), o ile ostateczne wyliczenie zwrotu z kapitału nie będzie podlegało weryfikacji swego rodzaju "magii liczb", tzn. tendencji do "obcinania" zwrotu z kapitału, jeśli w dużym przedsiębiorstwie jego absolutna kwota przybiera spore rozmiary, nieporównywalne z przedsiębiorstwem znacznie mniejszym. (3).
(3) por. też rozważania do art. 23 PrEnerg
art. 23 PrEnerg
1. Prezes URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą i polityką energetyczną państwa, zmierzając do równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.
2. Do zakresu działania Prezesa URE należy:
1) udzielanie i cofanie koncesji;
2) zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła pod względem zgodności z zasadami określonymi w art. 44, 45 i 46, w tym analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach;
3) ustalanie:
a) współczynników korekcyjnych określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej,
b) okresu obowiązywania taryf i współczynników korekcyjnych, o których mowa w lit. a,
c) wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału, o którym mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1, dla przedsiębiorstw energetycznych przedkładających taryfy do zatwierdzenia,
d) maksymalnego udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla poszczególnych grup odbiorców w taryfach dla paliw gazowych i energii, w przypadkach gdy wymaga tego ochrona interesów odbiorców,
e) jednostkowych opłat zastępczych, o których mowa w art. 9a ust. 8a,
f) wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f;
3a) opracowywanie wytycznych i zaleceń zapewniających jednolitą formę planów, o których mowa w art. 16 ust. 1;
4) kontrolowanie wykonania obowiązków, o których mowa w art. 9a;
4a) kontrolowanie wykonywania obowiązków, o których mowa w art. 49a ust. 1 i 2;
5) uzgadnianie projektów planów, o których mowa w art. 16;
6) wyznaczanie operatorów systemu, o których mowa w art. 9h ust. 1, 3 i 9, oraz publikowanie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki i zamieszczanie na swojej stronie internetowej w Biuletynie Informacji Publicznej informacji o danych adresowych, obszarze działania i okresie, na który zostali wyznaczeni operatorami systemu;
7) udzielanie i cofanie zwolnienia z obowiązku świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, art. 4c, art. 4d ust. 1 i art. 4e ust. 1;
8) zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci, o których mowa w art. 9g;
9) organizowanie i przeprowadzanie przetargów dotyczących:
a) wyłaniania sprzedawców z urzędu,
b) budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej i realizacji przedsięwzięć zmniejszających zapotrzebowanie na energię elektryczną;
10) kontrolowanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz kontrolowanie na wniosek odbiorcy dotrzymania parametrów jakościowych paliw gazowych i energii elektrycznej;
11) kontrolowanie realizacji przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu połączonego elektroenergetycznego oraz innych uczestników rynku energii elektrycznej obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003, a także wykonywanie innych obowiązków organu regulacyjnego wynikających z tego rozporządzenia;
11a) kontrolowanie realizacji obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1775/2005/WE z dnia 28 września 2005 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego (Dz.Urz. UE L 289 z 3.11.2005) oraz:
a) zatwierdzanie informacji podawanych do wiadomości publicznej przez operatorów systemów przesyłowych gazowych, o których mowa w art. 6 tego rozporządzenia, oraz wyrażanie zgody na ograniczenie zakresu publikacji tych informacji,
b) opiniowanie wniosków operatorów systemów przesyłowych gazowych o wykorzystanie przez użytkowników sieci przesyłowych niewykorzystanych zdolności przesyłowych tych sieci, w przypadkach, o których mowa w art. 5 ust. 4 tego rozporządzenia,
c) zatwierdzanie sposobu wykorzystania przez operatorów systemów przesyłowych gazowych przychodów uzyskiwanych z tytułu udostępniania przez nich niewykorzystanej a zarezerwowanej zdolności sieci przesyłowych;
12) rozstrzyganie sporów w zakresie określonym w art. 8 ust. 1;
13) nakładanie kar pieniężnych na zasadach określonych w ustawie;
14) współdziałanie z właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykom przedsiębiorstw energetycznych ograniczającym konkurencję;
14a) współdziałanie z organem właściwym w sprawach nadzoru nad rynkiem kapitałowym, o którym mowa w art. 1 ust. 2 pkt 4 ustawy z dnia 21 lipca 2006 r. o nadzorze nad rynkiem finansowym (Dz. U. Nr 157, poz. 1119, z późn. zm.) w zakresie niezbędnym do właściwego wykonywania zadań określonych w ustawie;
15) ustalanie metod kontroli i podejmowanie działań dla poprawy efektywności przedsiębiorstw energetycznych;
16) określanie i publikowanie wskaźników i cen wskaźnikowych istotnych dla procesu kształtowania taryf;
17) publikowanie informacji służących zwiększeniu efektywności użytkowania paliw i energii;
18) zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznych, w tym obliczanie i ogłaszanie w terminie do dnia 31 marca każdego roku:
a) średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji obliczonych oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1-2,
b) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz sposób jej obliczenia,
c) średnich cen sprzedaży ciepła, wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji:
- opalanych paliwami węglowymi,
- opalanych paliwami gazowymi,
- opalanych olejem opałowym,
- stanowiących odnawialne źródła energii
- w poprzednim roku kalendarzowym;
19) gromadzenie informacji o projektach inwestycyjnych będących w obszarze zainteresowania Unii Europejskiej i przekazywanie ich do Komisji Europejskiej, w terminie do dnia 15 kwietnia każdego roku, oraz przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
19a) przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
20) monitorowanie funkcjonowania systemu gazowego i elektroenergetycznego w zakresie:
a) zasad zarządzania i rozdziału przepustowości połączeń międzysystemowych, z którymi istnieją wzajemne połączenia, we współpracy z właściwymi organami państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym,
b) mechanizmów bilansowania systemu gazowego lub systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami w krajowym systemie gazowym i elektroenergetycznym,
c) warunków przyłączania podmiotów do sieci i ich realizacji oraz dokonywania napraw tej sieci,
d) wypełniania obowiązku publikowania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych informacji dotyczących połączeń międzysystemowych, korzystania z sieci i rozdziału zdolności przesyłowych stronom umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii, z uwzględnieniem konieczności traktowania tych informacji jako poufnych ze względów handlowych,
e) warunków świadczenia usług magazynowania paliw gazowych, usług skraplania gazu ziemnego oraz innych usług świadczonych przez przedsiębiorstwa energetyczne,
f) bezpieczeństwa dostarczania paliw gazowych i energii elektrycznej,
g) wypełniania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych ich zadań,
h) wypełniania przez przedsiębiorstwo energetyczne obowiązków wymienionych w art. 44;
21) wydawanie świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1, i świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, oraz ich umarzanie;
22) wykonywanie innych zadań określonych w ustawie lub ustawach odrębnych.
2a. Prezes URE w zakresie, o którym mowa w ust. 2 pkt 19 i 20, w szczególności sporządza raport przedstawiający i oceniający:
1) warunki podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
2) realizację planów, o których mowa w art. 16 ust. 2a, z uwzględnieniem zamierzeń inwestycyjnych wynikających ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2b. Raport, o którym mowa w ust. 2a, może zawierać także propozycje zmian przepisów określających warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, o których mowa w art. 9 ust. 3, i szczegółowych zasad kształtowania taryf dla energii elektrycznej, określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 3, służących rozwojowi zdolności wytwórczych i przesyłowych energii elektrycznej, zgodnie z przyjętą polityką energetyczną państwa, o której mowa w art. 15a, i wnioskami wynikającymi ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2c. Prezes URE przekazuje raport, o którym mowa w ust. 2a, ministrowi właściwemu do spraw gospodarki, co 2 lata, w terminie do dnia 30 czerwca danego roku.
2d. Raport, o którym mowa w ust. 2a, podlega publikacji w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.
3. W sprawach, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 5, z wyjątkiem spraw wymienionych w art. 32 ust. 1 pkt 4 i ust. 5, niezbędna jest opinia właściwego miejscowo zarządu województwa.
4. Nieprzedstawienie przez zarząd województwa opinii w sprawach wymienionych w ust. 2 pkt 1 i 5, w terminie 14 dni od dnia wpłynięcia sprawy do zaopiniowania, jest równoznaczne z wydaniem pozytywnej opinii.
: http://komon.pl/?przepisid=121147
Na mocy obowiązującej regulacji nie znajduje bowiem uzasadnienia podważanie przez regulatora zasadności kwoty zwrotu z kapitału tylko dlatego, że zwrot wynika z bardzo wysokiej kwoty aktywów zaangażowanych w działalność (por. poniżej).
Rozporządzenie nie podaje konkretnej formuły do wyliczenia zwrotu z kapitału a jedynie kryteria, które muszą być brane pod uwagę przy ustalaniu wysokości (procentowej!) zwrotu z kapitału. Ogólnie § 25 ust. 2 rozporządzenia stanowi, iż wysokość zwrotu z kapitału powinna być odpowiednia do charakteru działalności. W odniesieniu do poszczególnych kryteriów podanych w przepisie w punktach od 1) do 4) oznacza to, że musi ona uwzględniać następujące okoliczności:
a. Sytuacja na rynkach finansowych, § 25 ust. 2 pkt 1
Wysokość uzasadnionego zwrotu z kapitału jest na mocy cytowanego przepisu zależna od poziomu stóp procentowych na rynku finansowym w kraju. Oznacza to z jednej strony, iż wysokość uzasadnionego zwrotu z kapitału będzie rosła wraz ze wzrostem stóp procentowych i malała w przypadku sytuacji odwrotnej.
Z drugiej strony świadome odniesienie prawodawcy do kryterium panujących stóp procentowych wskazuje na istnienie zależności między poziomem oprocentowania uzyskiwanego na rynku pieniężnym lub wkładów o stałym oprocentowaniu a wysokością zwrotu z kapitału przy inwestycji w działalność ciepłowniczą. Stąd wynika, że również prawodawca jest świadomy faktu, iż nie jest możliwe prowadzenie działalności o najmniejszym nawet ryzyku, jeśli zwrot z kapitału będzie nie wyższy, niż zwrot oferowany przez inwestycje o stałej stopie zwrotu, mianowicie zależnej od stóp procentowych panujących na rynku pieniądza.
Innymi słowy zapis ten oznacza nie tylko korelację między wysokością uzasadnionego zwrotu z kapitału a stopami procentowymi ale również zależność taką, iż nie ma sensu zwrot z kapitału niższy, niż panujące na rynku pieniężnym stopy procentowe, ponieważ jest to wysokość uzyskiwana również bez ryzyka.
b. ocena ryzyka wykonywania działalności gospodarczej, § 25 ust. 2 pkt 1
Obok stóp procentowych § 25 ust. 2 pkt 1 rozporządzenia odwołuje się również do oceny ryzyka działalności przedsiębiorstwa. Należy to rozumieć w taki sposób, iż przedsiębiorstwo ma kalkulować wysoki zwrot z kapitału wtedy, gdy jego działalność jest obarczona wysokim ryzykiem natomiast zwrot ten musi być niższy, jeśli ryzyko jego działalności można ocenić jako niskie. Punktem odniesienia muszą tu być również inne działy gospodarki, ponieważ ocena ryzyka możliwa jest wyłącznie w kategoriach relatywnych.
W gospodarce rynkowej stopy zwrotu zakładane przez przedsiębiorstwa rynkowe oscylują między około dziesięć a kilkadziesiąt procent w stosunku rocznym. Mając na względzie, iż działalność infrastrukturalna charakteryzuje się stosunkowo niskim ryzykiem (pomijając specyficzne ryzyko pogodowe), należy przyjąć, iż całkowite oprocentowanie zwrotu z kapitału w branży będzie miało wartość w dolnej części tej skali, czyli w okolicach 10 procent. Takie założenie odpowiada również prezentowanym przez regulatora już od lat wytycznym wobec spółek dystrybucji energii elektrycznej (4)
(4) por. dla przykładu opracowanie Departamentu Taryf Urzędu Regulacji Energetyki z lipca 2004 roku "Taryfy spółek dystrybucyjnych na rok 2005", str. 17-18.
, zgodnie z którymi stopa zwrotu z kapitału zaangażowanego w działalność spółek dystrybucyjnych wynosi około 5 % ponad stopą wolną od ryzyka (czyli łącznie między 10 a 12 %). Ponieważ ryzyko ponoszone przez spółki dystrybucyjne jest porównywalne lub nawet mniejsze, niż ryzyko przedsiębiorstw ciepłowniczych, należy przyjąć stosowane w tym zakresie przez regulatora reguły za regułę również w branży ciepłowniczej. Wszelkie inne interpretacje pojęcia ryzyka i w tym kontekście zwrotu z kapitału byłoby wątpliwe w świetle art. 32 ust. 1 Konstytucja
art. 32 Konstytucja
1. Wszyscy są wobec prawa równi. Wszyscy mają prawo do równego traktowania przez władze publiczne.
2. Nikt nie może być dyskryminowany w życiu politycznym, społecznym lub gospodarczym z jakiejkolwiek przyczyny.
. Za równym traktowaniem podmiotów w zakresie zwrotu z kapitału przemawia również wyraźnie sformułowane zamierzenie ustawodawcy, wg którego zmiana art. 45 PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
w 2005 roku miała na celu dostosowanie sposobu przenoszenia struktury kosztów na strukturę opłat regulowanych w ciepłownictwie do przepisów obowiązujących dla elektroenergetyki i gazownictwa (*)
(*) por. Druk Sejmu nr 3135 z dnia 22.07.2004, str. 110.
.
c. wartość zaangażowanych aktywów, § 25 ust. 2 pkt 1
Oczywistym kryterium ustalania poziomu zwrotu z kapitału jest wartość aktywów faktycznie zaangażowanych w działalność ciepłowniczą. Kryterium to ogranicza niejako podstawę naliczania zwrotu z kapitału. Tylko aktywa stanowiące majątek przedsiębiorstwa związany z działalnością ciepłowniczą mogą być wynagradzane w taryfie dla ciepła.
d. brak nadmiernego wzrostu cen, § 25 ust. 2 pkt 2
Istotnym politycznie i praktycznie kryterium ustalania przez przedsiębiorstwo wysokości zwrotu z kapitału jest podany w § 25 ust. 2 pkt 2 rozporządzenia zakaz nadmiernego wzrostu cen. Brzmienie tego zapisu może nasuwać szereg wątpliwości, szczególnie mogą pojawić się pytania, czy wzrost ceny jest w takim układzie w ogóle możliwy i czy zwrot z kapitału jest możliwy wyłącznie wtedy, gdy przedsiębiorstwo jest w stanie obniżyć cenę (co przy rosnących cenach paliw, na które przedsiębiorstwo nie ma wpływu, oznaczałoby całkowity zakaz wprowadzania zwrotu z kapitału).
Dokładniejsza analiza przepisu wykazuje, że przepis ten stoi na przeszkodzie uwzględnieniu zwrotu z kapitału tylko wtedy, gdy zostały łącznie spełnione następujące przesłanki:
- opłaty odbiorców wzrosły,
- wzrost opłat wynika z uwzględnienia zwrotu z kapitału i
- wzrost ceny jest nadmierny.
Uwzględnienie zwrotu z kapitału w rozumieniu cytowanego przepisu jest zatem możliwe również przy znacznie rosnących cenach dla odbiorcy, o ile wzrost ceny nie wynika z uwzględnienia zwrotu z kapitału lub jedynie w nieznacznym stopniu (kryterium "nadmiernie) związany jest ze zwrotem z kapitału. Sytuacja taka może mieć np. miejsce w wypadku wytwórcy, który musi wkalkulować w cenę znacznie rosnące ceny paliw. Należy również stwierdzić, iż nie każda podwyżka cen wynikająca z uwzględnienia zwrotu z kapitału jest w rozumieniu przepisu wykluczona. Zwrot z kapitału należy uwzględniać w takim zakresie, w jakim nie prowadzi on do nadmiernej podwyżki opłat.
e. uwzględnienie poprawy efektywności przedsiębiorstwa, § 25 ust. 2 pkt 3
Na mocy § 25 ust. 2 pkt 3 rozporządzenia do kryteriów ustalania wysokości zwrotu z kapitału należy również sytuacja przedsiębiorstwa w zakresie prac nad poprawą efektywności jego funkcjonowania. Przepis ten nakazuje uwzględnić oszczędności uzyskane w wyniku poprawy efektywności. Oznacza to, iż ustalony zgodnie z pozostałymi kryteriami zwrot z kapitału należy skorygować o wynik efektywności funkcjonowania. O ile zatem przedsiębiorstwo uzyskuje poprawę efektywności (czyli obniża np. koszty stałe), ma ono prawo do wyższego zwrotu z kapitału, w razie wątpliwości w takim samym zakresie, jak nastąpiła poprawa efektywności.
Na wypadek sytuacji odwrotnej, tzn. pogorszenia efektywności przedsiębiorstwa, przepis nie przewiduje wyraźnej sankcji. Należy jednak się domyślać, iż uzasadnionym krokiem w wypadku sporu z regulatorem może być wymóg negatywnego uwzględnienia pogorszenia efektywności przy ustalaniu zwrotu z kapitału. W takiej sytuacji może zatem dojść do sytuacji, że przedsiębiorstwo nie będzie mogło kalkulować pełnego zwrotu z kapitału, ponieważ jego efektywność spada.
Oczywiście nie będzie można nazwać spadkiem efektywności sytuacji, w której koszty działalności rosną bez możliwości korekty przez przedsiębiorstwo - np. rynkowe ceny paliwa. Stąd też przy ustalaniu efektywności przedsiębiorstwa należy zawsze rozróżniać efekty, na które przedsiębiorstwo ma wpływ oraz takie, na które przedsiębiorstwo wpływu nie ma. Tym samym spadek rynkowych cen paliw nie może być podnoszony przez przedsiębiorstwo jako wzrost efektywności.
f. ceny źródeł alternatywnych, § 25 ust. 2 pkt 4
Przy ustalaniu wysokości zwrotu z kapitału prawodawca nakazuje uwzględniać ceny ciepła ze źródeł alternatywnych. Wydaje się, że jedyne logiczne znaczenie tego przepisu jest takie, iż przedsiębiorstwo musi uwzględniać ceny ciepła ze źródeł alternatywnych (gaz, drewno, węgiel spalany decentralnie itp.) jako korektę cen ciepła sieciowego podlegającego regulacji. Jeśli cena ciepła przewyższa cenę źródeł alternatywnych w sposób wyraźny i jedynym powodem braku reakcji odbiorców jest wysoka inwestycja w alternatywne ogrzewanie, przedsiębiorstwo nie może w pełni uwzględniać zwrotu z kapitału. W wypadku jednak wyższych cen dla alternatyw do ciepła sieciowego istnieje rynkowe uzasadnienie dla korzystania z ciepła sieciowego i w sytuacji możliwości zmiany źródła ogrzewania odbiorcy/klienci nie decydowaliby się prawdopodobnie na zmianę dostawcy. Stąd też zwrot z kapitału jest w takiej sytuacji uzasadniony.




Edited on 2009-03-19 09:44:31 by WojciechLisiewicz [ceny alternatywy]

Additions:
Oczywiście nie będzie można nazwać spadkiem efektywności sytuacji, w której koszty działalności rosną bez możliwości korekty przez przedsiębiorstwo - np. rynkowe ceny paliwa. Stąd też przy ustalaniu efektywności przedsiębiorstwa należy zawsze rozróżniać efekty, na które przedsiębiorstwo ma wpływ oraz takie, na które przedsiębiorstwo wpływu nie ma. Tym samym spadek rynkowych cen paliw nie może być podnoszony przez przedsiębiorstwo jako wzrost efektywności.
Przy ustalaniu wysokości zwrotu z kapitału prawodawca nakazuje uwzględniać ceny ciepła ze źródeł alternatywnych. Wydaje się, że jedyne logiczne znaczenie tego przepisu jest takie, iż przedsiębiorstwo musi uwzględniać ceny ciepła ze źródeł alternatywnych (gaz, drewno, węgiel spalany decentralnie itp.) jako korektę cen ciepła sieciowego podlegającego regulacji. Jeśli cena ciepła przewyższa cenę źródeł alternatywnych w sposób wyraźny i jedynym powodem braku reakcji odbiorców jest wysoka inwestycja w alternatywne ogrzewanie, przedsiębiorstwo nie może w pełni uwzględniać zwrotu z kapitału. W wypadku jednak wyższych cen dla alternatyw do ciepła sieciowego istnieje rynkowe uzasadnienie dla korzystania z ciepła sieciowego i w sytuacji możliwości zmiany źródła ogrzewania odbiorcy/klienci nie decydowaliby się prawdopodobnie na zmianę dostawcy. Stąd też zwrot z kapitału jest w takiej sytuacji uzasadniony.


Deletions:
Oczywiście nie będzie można nazwać spadkiem efektywności sytuacji, w której koszty działalności rosną bez możliwości korekty przez przedsiębiorstwo - np. rynkowe ceny paliwa. Stąd też przy ustalaniu efektywności przedsiębiorstwa należy zawsze rozróżniać efekty, na które przedsiębiorstwo ma wpływ oraz takie, na które przedsiębiorstwo wpływu nie ma.



Edited on 2009-03-19 09:36:45 by WojciechLisiewicz

Additions:
W gospodarce rynkowej stopy zwrotu zakładane przez przedsiębiorstwa rynkowe oscylują między około dziesięć a kilkadziesiąt procent w stosunku rocznym. Mając na względzie, iż działalność infrastrukturalna charakteryzuje się stosunkowo niskim ryzykiem (pomijając specyficzne ryzyko pogodowe), należy przyjąć, iż całkowite oprocentowanie zwrotu z kapitału w branży będzie miało wartość w dolnej części tej skali, czyli w okolicach 10 procent. Takie założenie odpowiada również prezentowanym przez regulatora już od lat wytycznym wobec spółek dystrybucji energii elektrycznej (4)
(4) por. dla przykładu opracowanie Departamentu Taryf Urzędu Regulacji Energetyki z lipca 2004 roku "Taryfy spółek dystrybucyjnych na rok 2005", str. 17-18.
, zgodnie z którymi stopa zwrotu z kapitału zaangażowanego w działalność spółek dystrybucyjnych wynosi około 5 % ponad stopą wolną od ryzyka (czyli łącznie między 10 a 12 %). Ponieważ ryzyko ponoszone przez spółki dystrybucyjne jest porównywalne lub nawet mniejsze, niż ryzyko przedsiębiorstw ciepłowniczych, należy przyjąć stosowane w tym zakresie przez regulatora reguły za regułę również w branży ciepłowniczej. Wszelkie inne interpretacje pojęcia ryzyka i w tym kontekście zwrotu z kapitału byłoby wątpliwe w świetle art. 32 ust. 1 Konstytucja
art. 32 Konstytucja
1. Wszyscy są wobec prawa równi. Wszyscy mają prawo do równego traktowania przez władze publiczne.
2. Nikt nie może być dyskryminowany w życiu politycznym, społecznym lub gospodarczym z jakiejkolwiek przyczyny.
. Za równym traktowaniem podmiotów w zakresie zwrotu z kapitału przemawia również wyraźnie sformułowane zamierzenie ustawodawcy, wg którego zmiana art. 45 PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
w 2005 roku miała na celu dostosowanie sposobu przenoszenia struktury kosztów na strukturę opłat regulowanych w ciepłownictwie do przepisów obowiązujących dla elektroenergetyki i gazownictwa (*)
(*) por. Druk Sejmu nr 3135 z dnia 22.07.2004, str. 110.
.


Deletions:
W gospodarce rynkowej stopy zwrotu zakładane przez przedsiębiorstwa rynkowe oscylują między około dziesięć a kilkadziesiąt procent w stosunku rocznym. Mając na względzie, iż działalność infrastrukturalna charakteryzuje się stosunkowo niskim ryzykiem (pomijając specyficzne ryzyko pogodowe), należy przyjąć, iż całkowite oprocentowanie zwrotu z kapitału w branży będzie miało wartość w dolnej części tej skali, czyli w okolicach 10 procent. Takie założenie odpowiada również prezentowanym przez regulatora już od lat wytycznym wobec spółek dystrybucji energii elektrycznej (4)
(4) por. dla przykładu opracowanie Departamentu Taryf Urzędu Regulacji Energetyki z lipca 2004 roku "Taryfy spółek dystrybucyjnych na rok 2005", str. 17-18.
, zgodnie z którymi stopa zwrotu z kapitału zaangażowanego w działalność spółek dystrybucyjnych wynosi około 5 % ponad stopą wolną od ryzyka (czyli łącznie między 10 a 12 %). Ponieważ ryzyko ponoszone przez spółki dystrybucyjne jest porównywalne lub nawet mniejsze, niż ryzyko przedsiębiorstw ciepłowniczych, należy przyjąć stosowane w tym zakresie przez regulatora reguły za regułę również w branży ciepłowniczej. Wszelkie inne interpretacje pojęcia ryzyka i w tym kontekście zwrotu z kapitału byłoby wątpliwe w świetle art. 32 ust. 1 Konstytucja
art. 32 Konstytucja
1. Wszyscy są wobec prawa równi. Wszyscy mają prawo do równego traktowania przez władze publiczne.
2. Nikt nie może być dyskryminowany w życiu politycznym, społecznym lub gospodarczym z jakiejkolwiek przyczyny.
.




Edited on 2009-03-19 09:13:55 by WojciechLisiewicz

Additions:
Na wypadek sytuacji odwrotnej, tzn. pogorszenia efektywności przedsiębiorstwa, przepis nie przewiduje wyraźnej sankcji. Należy jednak się domyślać, iż uzasadnionym krokiem w wypadku sporu z regulatorem może być wymóg negatywnego uwzględnienia pogorszenia efektywności przy ustalaniu zwrotu z kapitału. W takiej sytuacji może zatem dojść do sytuacji, że przedsiębiorstwo nie będzie mogło kalkulować pełnego zwrotu z kapitału, ponieważ jego efektywność spada.
Oczywiście nie będzie można nazwać spadkiem efektywności sytuacji, w której koszty działalności rosną bez możliwości korekty przez przedsiębiorstwo - np. rynkowe ceny paliwa. Stąd też przy ustalaniu efektywności przedsiębiorstwa należy zawsze rozróżniać efekty, na które przedsiębiorstwo ma wpływ oraz takie, na które przedsiębiorstwo wpływu nie ma.


Deletions:
I na odwrót, pogorszenie efektywności przedsiębiorstwa może oznaczać konieczność negatywnego uwzględnienia przy ustalaniu zwrotu z kapitału - przedsiębiorstwo nie może kalkulować pełnego zwrotu z kapitału, jeśli jego efektywność spada.



Edited on 2009-03-19 09:07:34 by WojciechLisiewicz

Additions:
Na mocy § 25 ust. 2 pkt 3 rozporządzenia do kryteriów ustalania wysokości zwrotu z kapitału należy również sytuacja przedsiębiorstwa w zakresie prac nad poprawą efektywności jego funkcjonowania. Przepis ten nakazuje uwzględnić oszczędności uzyskane w wyniku poprawy efektywności. Oznacza to, iż ustalony zgodnie z pozostałymi kryteriami zwrot z kapitału należy skorygować o wynik efektywności funkcjonowania. O ile zatem przedsiębiorstwo uzyskuje poprawę efektywności (czyli obniża np. koszty stałe), ma ono prawo do wyższego zwrotu z kapitału, w razie wątpliwości w takim samym zakresie, jak nastąpiła poprawa efektywności.
I na odwrót, pogorszenie efektywności przedsiębiorstwa może oznaczać konieczność negatywnego uwzględnienia przy ustalaniu zwrotu z kapitału - przedsiębiorstwo nie może kalkulować pełnego zwrotu z kapitału, jeśli jego efektywność spada.




Edited on 2009-03-18 17:07:07 by WojciechLisiewicz

Additions:
a. uwzględnienie poprawy efektywności przedsiębiorstwa, § 25 ust. 2 pkt 3
((3)) ceny źródeł alternatywnych, § 25 ust. 2 pkt 4




Edited on 2009-03-18 14:59:28 by WojciechLisiewicz

Additions:
Na wstępie rozważań na temat przewidzianej prawem wysokości zwrotu z kapitału należy zwrócić uwagę na fakt, iż nie jest możliwe stwierdzenie, w jakiej kategorii terminologicznej należy rozumieć pojęcie "uzasadnionej wielkości" zwrotu z kapitału użyte w § 25 ust. 2 rozporządzenia. Nasuwa się tu bowiem - potwierdzona w praktyce postępowań taryfowych przed URE - wątpliwość, czy chodzi o absolutną wielkość zwrotu dla danego przedsiębiorstwa (np. 2 mln złotych) czy też o wartość procentową (np. 10 % od kapitału własnego zaangażowanego w działalność). Kryteria podane przez rozporządzenie w § 25 ust. 2 wskazują na parametry, które w większości nie wykazują związku z absolutną wartością zwrotu z kapitału - nie może bowiem być mowy o kwotowym określaniu zwrotu z kapitału, jeśli odnosimy się do wzrostu cen czy warunków na rynkach finansowych. Na tych przykładach łatwo stwierdzić, że nie jest możliwe stwierdzenie stałych kwot uzasadnionej wielkości zwrotu z kapitału dla dwóch przedsiębiorstw o różnej wielkości. Stąd też z natury rzeczy wynika, iż prawodawca odnosi się w tym punkcie raczej do wielkości relatywnych, procentowych w stosunku do zaangażowanego kapitału. Nie jest bowiem zamierzony przez prawodawcę stan, aby przedsiębiorstwa małe były preferowane a duże - ze względu na "poważnie brzmiące liczby" traktowane bardziej restrykcyjnie.
Na tle zapisu w § 25 ust. 2 pkt 1 in fine rozporządzenia ("faktycznie zaangażowana wartość aktywów") nasuwają się jednak poważne wątpliwości wobec przedstawionej powyżej argumentacji. Podanie podstawy wyliczenia ostatecznej kwoty jako kryterium "uzasadnionej wielkości" wskazuje na odniesienie do kwoty absolutnej, nie procentowej. Możliwy jest zatem również wniosek odwrotny do postawionego i uzasadnionego wyżej.
Zdaniem autora nie jest istotne stwierdzenie punktu odniesienia regulacji (ostateczna kwota czy stopa procentowa zwrotu), o ile ostateczne wyliczenie zwrotu z kapitału nie będzie podlegało weryfikacji swego rodzaju "magii liczb", tzn. tendencji do "obcinania" zwrotu z kapitału, jeśli w dużym przedsiębiorstwie jego absolutna kwota przybiera spore rozmiary, nieporównywalne z przedsiębiorstwem znacznie mniejszym. (3).
(3) por. też rozważania do art. 23 PrEnerg
art. 23 PrEnerg
1. Prezes URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą i polityką energetyczną państwa, zmierzając do równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.
2. Do zakresu działania Prezesa URE należy:
1) udzielanie i cofanie koncesji;
2) zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła pod względem zgodności z zasadami określonymi w art. 44, 45 i 46, w tym analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach;
3) ustalanie:
a) współczynników korekcyjnych określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej,
b) okresu obowiązywania taryf i współczynników korekcyjnych, o których mowa w lit. a,
c) wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału, o którym mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1, dla przedsiębiorstw energetycznych przedkładających taryfy do zatwierdzenia,
d) maksymalnego udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla poszczególnych grup odbiorców w taryfach dla paliw gazowych i energii, w przypadkach gdy wymaga tego ochrona interesów odbiorców,
e) jednostkowych opłat zastępczych, o których mowa w art. 9a ust. 8a,
f) wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f;
3a) opracowywanie wytycznych i zaleceń zapewniających jednolitą formę planów, o których mowa w art. 16 ust. 1;
4) kontrolowanie wykonania obowiązków, o których mowa w art. 9a;
4a) kontrolowanie wykonywania obowiązków, o których mowa w art. 49a ust. 1 i 2;
5) uzgadnianie projektów planów, o których mowa w art. 16;
6) wyznaczanie operatorów systemu, o których mowa w art. 9h ust. 1, 3 i 9, oraz publikowanie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki i zamieszczanie na swojej stronie internetowej w Biuletynie Informacji Publicznej informacji o danych adresowych, obszarze działania i okresie, na który zostali wyznaczeni operatorami systemu;
7) udzielanie i cofanie zwolnienia z obowiązku świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, art. 4c, art. 4d ust. 1 i art. 4e ust. 1;
8) zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci, o których mowa w art. 9g;
9) organizowanie i przeprowadzanie przetargów dotyczących:
a) wyłaniania sprzedawców z urzędu,
b) budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej i realizacji przedsięwzięć zmniejszających zapotrzebowanie na energię elektryczną;
10) kontrolowanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz kontrolowanie na wniosek odbiorcy dotrzymania parametrów jakościowych paliw gazowych i energii elektrycznej;
11) kontrolowanie realizacji przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu połączonego elektroenergetycznego oraz innych uczestników rynku energii elektrycznej obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003, a także wykonywanie innych obowiązków organu regulacyjnego wynikających z tego rozporządzenia;
11a) kontrolowanie realizacji obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1775/2005/WE z dnia 28 września 2005 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego (Dz.Urz. UE L 289 z 3.11.2005) oraz:
a) zatwierdzanie informacji podawanych do wiadomości publicznej przez operatorów systemów przesyłowych gazowych, o których mowa w art. 6 tego rozporządzenia, oraz wyrażanie zgody na ograniczenie zakresu publikacji tych informacji,
b) opiniowanie wniosków operatorów systemów przesyłowych gazowych o wykorzystanie przez użytkowników sieci przesyłowych niewykorzystanych zdolności przesyłowych tych sieci, w przypadkach, o których mowa w art. 5 ust. 4 tego rozporządzenia,
c) zatwierdzanie sposobu wykorzystania przez operatorów systemów przesyłowych gazowych przychodów uzyskiwanych z tytułu udostępniania przez nich niewykorzystanej a zarezerwowanej zdolności sieci przesyłowych;
12) rozstrzyganie sporów w zakresie określonym w art. 8 ust. 1;
13) nakładanie kar pieniężnych na zasadach określonych w ustawie;
14) współdziałanie z właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykom przedsiębiorstw energetycznych ograniczającym konkurencję;
14a) współdziałanie z organem właściwym w sprawach nadzoru nad rynkiem kapitałowym, o którym mowa w art. 1 ust. 2 pkt 4 ustawy z dnia 21 lipca 2006 r. o nadzorze nad rynkiem finansowym (Dz. U. Nr 157, poz. 1119, z późn. zm.) w zakresie niezbędnym do właściwego wykonywania zadań określonych w ustawie;
15) ustalanie metod kontroli i podejmowanie działań dla poprawy efektywności przedsiębiorstw energetycznych;
16) określanie i publikowanie wskaźników i cen wskaźnikowych istotnych dla procesu kształtowania taryf;
17) publikowanie informacji służących zwiększeniu efektywności użytkowania paliw i energii;
18) zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznych, w tym obliczanie i ogłaszanie w terminie do dnia 31 marca każdego roku:
a) średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji obliczonych oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1-2,
b) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz sposób jej obliczenia,
c) średnich cen sprzedaży ciepła, wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji:
- opalanych paliwami węglowymi,
- opalanych paliwami gazowymi,
- opalanych olejem opałowym,
- stanowiących odnawialne źródła energii
- w poprzednim roku kalendarzowym;
19) gromadzenie informacji o projektach inwestycyjnych będących w obszarze zainteresowania Unii Europejskiej i przekazywanie ich do Komisji Europejskiej, w terminie do dnia 15 kwietnia każdego roku, oraz przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
19a) przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
20) monitorowanie funkcjonowania systemu gazowego i elektroenergetycznego w zakresie:
a) zasad zarządzania i rozdziału przepustowości połączeń międzysystemowych, z którymi istnieją wzajemne połączenia, we współpracy z właściwymi organami państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym,
b) mechanizmów bilansowania systemu gazowego lub systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami w krajowym systemie gazowym i elektroenergetycznym,
c) warunków przyłączania podmiotów do sieci i ich realizacji oraz dokonywania napraw tej sieci,
d) wypełniania obowiązku publikowania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych informacji dotyczących połączeń międzysystemowych, korzystania z sieci i rozdziału zdolności przesyłowych stronom umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii, z uwzględnieniem konieczności traktowania tych informacji jako poufnych ze względów handlowych,
e) warunków świadczenia usług magazynowania paliw gazowych, usług skraplania gazu ziemnego oraz innych usług świadczonych przez przedsiębiorstwa energetyczne,
f) bezpieczeństwa dostarczania paliw gazowych i energii elektrycznej,
g) wypełniania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych ich zadań,
h) wypełniania przez przedsiębiorstwo energetyczne obowiązków wymienionych w art. 44;
21) wydawanie świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1, i świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, oraz ich umarzanie;
22) wykonywanie innych zadań określonych w ustawie lub ustawach odrębnych.
2a. Prezes URE w zakresie, o którym mowa w ust. 2 pkt 19 i 20, w szczególności sporządza raport przedstawiający i oceniający:
1) warunki podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
2) realizację planów, o których mowa w art. 16 ust. 2a, z uwzględnieniem zamierzeń inwestycyjnych wynikających ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2b. Raport, o którym mowa w ust. 2a, może zawierać także propozycje zmian przepisów określających warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, o których mowa w art. 9 ust. 3, i szczegółowych zasad kształtowania taryf dla energii elektrycznej, określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 3, służących rozwojowi zdolności wytwórczych i przesyłowych energii elektrycznej, zgodnie z przyjętą polityką energetyczną państwa, o której mowa w art. 15a, i wnioskami wynikającymi ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2c. Prezes URE przekazuje raport, o którym mowa w ust. 2a, ministrowi właściwemu do spraw gospodarki, co 2 lata, w terminie do dnia 30 czerwca danego roku.
2d. Raport, o którym mowa w ust. 2a, podlega publikacji w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.
3. W sprawach, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 5, z wyjątkiem spraw wymienionych w art. 32 ust. 1 pkt 4 i ust. 5, niezbędna jest opinia właściwego miejscowo zarządu województwa.
4. Nieprzedstawienie przez zarząd województwa opinii w sprawach wymienionych w ust. 2 pkt 1 i 5, w terminie 14 dni od dnia wpłynięcia sprawy do zaopiniowania, jest równoznaczne z wydaniem pozytywnej opinii.
: http://komon.pl/?przepisid=121147
Na mocy obowiązującej regulacji nie znajduje bowiem uzasadnienia podważanie przez regulatora zasadności kwoty zwrotu z kapitału tylko dlatego, że zwrot wynika z bardzo wysokiej kwoty aktywów zaangażowanych w działalność (por. poniżej).
W gospodarce rynkowej stopy zwrotu zakładane przez przedsiębiorstwa rynkowe oscylują między około dziesięć a kilkadziesiąt procent w stosunku rocznym. Mając na względzie, iż działalność infrastrukturalna charakteryzuje się stosunkowo niskim ryzykiem (pomijając specyficzne ryzyko pogodowe), należy przyjąć, iż całkowite oprocentowanie zwrotu z kapitału w branży będzie miało wartość w dolnej części tej skali, czyli w okolicach 10 procent. Takie założenie odpowiada również prezentowanym przez regulatora już od lat wytycznym wobec spółek dystrybucji energii elektrycznej (4)
(4) por. dla przykładu opracowanie Departamentu Taryf Urzędu Regulacji Energetyki z lipca 2004 roku "Taryfy spółek dystrybucyjnych na rok 2005", str. 17-18.
, zgodnie z którymi stopa zwrotu z kapitału zaangażowanego w działalność spółek dystrybucyjnych wynosi około 5 % ponad stopą wolną od ryzyka (czyli łącznie między 10 a 12 %). Ponieważ ryzyko ponoszone przez spółki dystrybucyjne jest porównywalne lub nawet mniejsze, niż ryzyko przedsiębiorstw ciepłowniczych, należy przyjąć stosowane w tym zakresie przez regulatora reguły za regułę również w branży ciepłowniczej. Wszelkie inne interpretacje pojęcia ryzyka i w tym kontekście zwrotu z kapitału byłoby wątpliwe w świetle art. 32 ust. 1 Konstytucja
art. 32 Konstytucja
1. Wszyscy są wobec prawa równi. Wszyscy mają prawo do równego traktowania przez władze publiczne.
2. Nikt nie może być dyskryminowany w życiu politycznym, społecznym lub gospodarczym z jakiejkolwiek przyczyny.
.
a. wartość zaangażowanych aktywów, § 25 ust. 2 pkt 1
Oczywistym kryterium ustalania poziomu zwrotu z kapitału jest wartość aktywów faktycznie zaangażowanych w działalność ciepłowniczą. Kryterium to ogranicza niejako podstawę naliczania zwrotu z kapitału. Tylko aktywa stanowiące majątek przedsiębiorstwa związany z działalnością ciepłowniczą mogą być wynagradzane w taryfie dla ciepła.
b. brak nadmiernego wzrostu cen, § 25 ust. 2 pkt 2
Istotnym politycznie i praktycznie kryterium ustalania przez przedsiębiorstwo wysokości zwrotu z kapitału jest podany w § 25 ust. 2 pkt 2 rozporządzenia zakaz nadmiernego wzrostu cen. Brzmienie tego zapisu może nasuwać szereg wątpliwości, szczególnie mogą pojawić się pytania, czy wzrost ceny jest w takim układzie w ogóle możliwy i czy zwrot z kapitału jest możliwy wyłącznie wtedy, gdy przedsiębiorstwo jest w stanie obniżyć cenę (co przy rosnących cenach paliw, na które przedsiębiorstwo nie ma wpływu, oznaczałoby całkowity zakaz wprowadzania zwrotu z kapitału).
Dokładniejsza analiza przepisu wykazuje, że przepis ten stoi na przeszkodzie uwzględnieniu zwrotu z kapitału tylko wtedy, gdy zostały łącznie spełnione następujące przesłanki:
- opłaty odbiorców wzrosły,
- wzrost opłat wynika z uwzględnienia zwrotu z kapitału i
- wzrost ceny jest nadmierny.
Uwzględnienie zwrotu z kapitału w rozumieniu cytowanego przepisu jest zatem możliwe również przy znacznie rosnących cenach dla odbiorcy, o ile wzrost ceny nie wynika z uwzględnienia zwrotu z kapitału lub jedynie w nieznacznym stopniu (kryterium "nadmiernie) związany jest ze zwrotem z kapitału. Sytuacja taka może mieć np. miejsce w wypadku wytwórcy, który musi wkalkulować w cenę znacznie rosnące ceny paliw. Należy również stwierdzić, iż nie każda podwyżka cen wynikająca z uwzględnienia zwrotu z kapitału jest w rozumieniu przepisu wykluczona. Zwrot z kapitału należy uwzględniać w takim zakresie, w jakim nie prowadzi on do nadmiernej podwyżki opłat.

CategoryCieplownictwo


Deletions:
Na wstępie rozważań na temat przewidzianej prawem wysokości zwrotu z kapitału należy wyjaśnić, w jakiej kategorii terminologicznej należy rozumieć pojęcie "uzasadnionej wielkości" zwrotu z kapitału użyte w § 25 ust. 2 rozporządzenia. Nasuwa się tu bowiem - potwierdzona w praktyce postępowań tyryfowych przed URE - wątpliwość, czy chodzi o absolutną wielkość zwrotu dla danego przedsiębiorstwa (np. 2 mln złotych) czy też o wartość procentową (np. 10 % od kapitału własnego zaangażowanego w działalność). Kryteria podane przez rozporzłdzenie w § 25 ust. 2 wskazują na parametry, które nie wykazują żadnej korelacji z absolutną wartością zwrotu z kapitału - nie może bowiem być mowy o kwotowym określaniu zwrotu z kapitału, jeśli odnosimy się do wzrostu cen czy warunków na rynkach finansowych. Na tych przykładach łatwo stwierdzić, że nie jest możliwe stwierdzenie stałych kwot uzasadnionej wielkości zwrotu z kapitału dla dwóch przedsiębiorstw o różnej wielkości. Stąd też z natury rzeczy wynika, iż prawodawca odnosi się w tym punkcie do wielkości relatywnych, procentowych w stosunku do zaangażowanego kapitału. Nie jest bowiem zamierzony przez prawodawcę stan, aby przedsiębiorstwa małe były preferowane a duże - ze względu na "poważnie brzmiące liczby" traktowane bardziej restrykcyjnie.
Podsumowując wstępnie należy stwierdzić, iż zarówno brzmienie § 25 ust. 2 rozporządzenia jak i kontekst tej regulacji nakazują traktować termin "wielkość zwrotu" jako wartość procentową zwrotu z kapitału (3).
(3) por. też rozważania do art. 23 PrEnerg
art. 23 PrEnerg
1. Prezes URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą i polityką energetyczną państwa, zmierzając do równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.
2. Do zakresu działania Prezesa URE należy:
1) udzielanie i cofanie koncesji;
2) zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła pod względem zgodności z zasadami określonymi w art. 44, 45 i 46, w tym analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach;
3) ustalanie:
a) współczynników korekcyjnych określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej,
b) okresu obowiązywania taryf i współczynników korekcyjnych, o których mowa w lit. a,
c) wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału, o którym mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1, dla przedsiębiorstw energetycznych przedkładających taryfy do zatwierdzenia,
d) maksymalnego udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla poszczególnych grup odbiorców w taryfach dla paliw gazowych i energii, w przypadkach gdy wymaga tego ochrona interesów odbiorców,
e) jednostkowych opłat zastępczych, o których mowa w art. 9a ust. 8a,
f) wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f;
3a) opracowywanie wytycznych i zaleceń zapewniających jednolitą formę planów, o których mowa w art. 16 ust. 1;
4) kontrolowanie wykonania obowiązków, o których mowa w art. 9a;
4a) kontrolowanie wykonywania obowiązków, o których mowa w art. 49a ust. 1 i 2;
5) uzgadnianie projektów planów, o których mowa w art. 16;
6) wyznaczanie operatorów systemu, o których mowa w art. 9h ust. 1, 3 i 9, oraz publikowanie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki i zamieszczanie na swojej stronie internetowej w Biuletynie Informacji Publicznej informacji o danych adresowych, obszarze działania i okresie, na który zostali wyznaczeni operatorami systemu;
7) udzielanie i cofanie zwolnienia z obowiązku świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, art. 4c, art. 4d ust. 1 i art. 4e ust. 1;
8) zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci, o których mowa w art. 9g;
9) organizowanie i przeprowadzanie przetargów dotyczących:
a) wyłaniania sprzedawców z urzędu,
b) budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej i realizacji przedsięwzięć zmniejszających zapotrzebowanie na energię elektryczną;
10) kontrolowanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz kontrolowanie na wniosek odbiorcy dotrzymania parametrów jakościowych paliw gazowych i energii elektrycznej;
11) kontrolowanie realizacji przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu połączonego elektroenergetycznego oraz innych uczestników rynku energii elektrycznej obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003, a także wykonywanie innych obowiązków organu regulacyjnego wynikających z tego rozporządzenia;
11a) kontrolowanie realizacji obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1775/2005/WE z dnia 28 września 2005 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego (Dz.Urz. UE L 289 z 3.11.2005) oraz:
a) zatwierdzanie informacji podawanych do wiadomości publicznej przez operatorów systemów przesyłowych gazowych, o których mowa w art. 6 tego rozporządzenia, oraz wyrażanie zgody na ograniczenie zakresu publikacji tych informacji,
b) opiniowanie wniosków operatorów systemów przesyłowych gazowych o wykorzystanie przez użytkowników sieci przesyłowych niewykorzystanych zdolności przesyłowych tych sieci, w przypadkach, o których mowa w art. 5 ust. 4 tego rozporządzenia,
c) zatwierdzanie sposobu wykorzystania przez operatorów systemów przesyłowych gazowych przychodów uzyskiwanych z tytułu udostępniania przez nich niewykorzystanej a zarezerwowanej zdolności sieci przesyłowych;
12) rozstrzyganie sporów w zakresie określonym w art. 8 ust. 1;
13) nakładanie kar pieniężnych na zasadach określonych w ustawie;
14) współdziałanie z właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykom przedsiębiorstw energetycznych ograniczającym konkurencję;
14a) współdziałanie z organem właściwym w sprawach nadzoru nad rynkiem kapitałowym, o którym mowa w art. 1 ust. 2 pkt 4 ustawy z dnia 21 lipca 2006 r. o nadzorze nad rynkiem finansowym (Dz. U. Nr 157, poz. 1119, z późn. zm.) w zakresie niezbędnym do właściwego wykonywania zadań określonych w ustawie;
15) ustalanie metod kontroli i podejmowanie działań dla poprawy efektywności przedsiębiorstw energetycznych;
16) określanie i publikowanie wskaźników i cen wskaźnikowych istotnych dla procesu kształtowania taryf;
17) publikowanie informacji służących zwiększeniu efektywności użytkowania paliw i energii;
18) zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznych, w tym obliczanie i ogłaszanie w terminie do dnia 31 marca każdego roku:
a) średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji obliczonych oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1-2,
b) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz sposób jej obliczenia,
c) średnich cen sprzedaży ciepła, wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji:
- opalanych paliwami węglowymi,
- opalanych paliwami gazowymi,
- opalanych olejem opałowym,
- stanowiących odnawialne źródła energii
- w poprzednim roku kalendarzowym;
19) gromadzenie informacji o projektach inwestycyjnych będących w obszarze zainteresowania Unii Europejskiej i przekazywanie ich do Komisji Europejskiej, w terminie do dnia 15 kwietnia każdego roku, oraz przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
19a) przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
20) monitorowanie funkcjonowania systemu gazowego i elektroenergetycznego w zakresie:
a) zasad zarządzania i rozdziału przepustowości połączeń międzysystemowych, z którymi istnieją wzajemne połączenia, we współpracy z właściwymi organami państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym,
b) mechanizmów bilansowania systemu gazowego lub systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami w krajowym systemie gazowym i elektroenergetycznym,
c) warunków przyłączania podmiotów do sieci i ich realizacji oraz dokonywania napraw tej sieci,
d) wypełniania obowiązku publikowania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych informacji dotyczących połączeń międzysystemowych, korzystania z sieci i rozdziału zdolności przesyłowych stronom umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii, z uwzględnieniem konieczności traktowania tych informacji jako poufnych ze względów handlowych,
e) warunków świadczenia usług magazynowania paliw gazowych, usług skraplania gazu ziemnego oraz innych usług świadczonych przez przedsiębiorstwa energetyczne,
f) bezpieczeństwa dostarczania paliw gazowych i energii elektrycznej,
g) wypełniania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych ich zadań,
h) wypełniania przez przedsiębiorstwo energetyczne obowiązków wymienionych w art. 44;
21) wydawanie świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1, i świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, oraz ich umarzanie;
22) wykonywanie innych zadań określonych w ustawie lub ustawach odrębnych.
2a. Prezes URE w zakresie, o którym mowa w ust. 2 pkt 19 i 20, w szczególności sporządza raport przedstawiający i oceniający:
1) warunki podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
2) realizację planów, o których mowa w art. 16 ust. 2a, z uwzględnieniem zamierzeń inwestycyjnych wynikających ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2b. Raport, o którym mowa w ust. 2a, może zawierać także propozycje zmian przepisów określających warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, o których mowa w art. 9 ust. 3, i szczegółowych zasad kształtowania taryf dla energii elektrycznej, określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 3, służących rozwojowi zdolności wytwórczych i przesyłowych energii elektrycznej, zgodnie z przyjętą polityką energetyczną państwa, o której mowa w art. 15a, i wnioskami wynikającymi ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2c. Prezes URE przekazuje raport, o którym mowa w ust. 2a, ministrowi właściwemu do spraw gospodarki, co 2 lata, w terminie do dnia 30 czerwca danego roku.
2d. Raport, o którym mowa w ust. 2a, podlega publikacji w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.
3. W sprawach, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 5, z wyjątkiem spraw wymienionych w art. 32 ust. 1 pkt 4 i ust. 5, niezbędna jest opinia właściwego miejscowo zarządu województwa.
4. Nieprzedstawienie przez zarząd województwa opinii w sprawach wymienionych w ust. 2 pkt 1 i 5, w terminie 14 dni od dnia wpłynięcia sprawy do zaopiniowania, jest równoznaczne z wydaniem pozytywnej opinii.
: http://komon.pl/?przepisid=121147

W gospodarce rynkowej stopy zwrotu zakładane przez przedsiębiorstwa rynkowe oscylują między około dziesięć a kilkadziesiąt procent w stosunku rocznym. Mając na względzie, iż działalność infrastrukturalna charakteryzuje się stosunkowo niskim ryzykiem (pomijając specyficzne ryzyko pogodowe), należy przyjąć, iż całkowite oprocentowanie zwrotu z kapitału w branży będzie miało wartość w dolnej części tej skali, czyli w okolicach 10 procent. Takie założenie odpowiada również prezentowanym przez regulatora już od lat wytycznym wobec spółek dystrybucji energii elektrycznej (4)
(4) por. dla przykładu opracowanie Departamentu Taryf Urzędu Regulacji Energetyki z lipca 2004 roku "Taryfy spółek dystrybucyjnych na rok 2005", str. 17-18.
, zgodnie z którymi stopa zwrotu z kapitału zaangażowanego w działalność spółek dystrybucyjnych wynosi około 5 % ponad stopą wolną od ryzyka (czyli łącznie między 10 a 12 %). Ponieważ
uzależnienia rentowności działalności ciepłowniczej od sytuacji na rynku finansowym.




Edited on 2009-03-18 12:53:26 by WojciechLisiewicz

Additions:
W gospodarce rynkowej stopy zwrotu zakładane przez przedsiębiorstwa rynkowe oscylują między około dziesięć a kilkadziesiąt procent w stosunku rocznym. Mając na względzie, iż działalność infrastrukturalna charakteryzuje się stosunkowo niskim ryzykiem (pomijając specyficzne ryzyko pogodowe), należy przyjąć, iż całkowite oprocentowanie zwrotu z kapitału w branży będzie miało wartość w dolnej części tej skali, czyli w okolicach 10 procent. Takie założenie odpowiada również prezentowanym przez regulatora już od lat wytycznym wobec spółek dystrybucji energii elektrycznej (4)
(4) por. dla przykładu opracowanie Departamentu Taryf Urzędu Regulacji Energetyki z lipca 2004 roku "Taryfy spółek dystrybucyjnych na rok 2005", str. 17-18.
, zgodnie z którymi stopa zwrotu z kapitału zaangażowanego w działalność spółek dystrybucyjnych wynosi około 5 % ponad stopą wolną od ryzyka (czyli łącznie między 10 a 12 %). Ponieważ


Deletions:
W gospodarce rynkowej stopy zwrotu zakładane przez przedsiębiorstwa rynkowe oscylują między około dziesięć a kilkadziesiąt procent w stosunku rocznym. Mając na względzie, iż działalność infrastrukturalna charakteryzuje się stosunkowo niskim ryzykiem (pomijając specyficzne ryzyko pogodowe), należy przyjąć, iż całkowite oprocentowanie zwrotu z kapitału w branży będzie miało wartość w dolnej części tej skali, czyli w okolicach 10 procent. Takie założenie odpowiada również prezentowanym przez regulatora już od lat wytycznym wobec spółek dystrybucji energii elektrycznej (4)
(4) por. dla przykładu opracowanie Departamentu Taryf Urzędu Regulacji Energetyki z lipca 2004 roku "Taryfy spółek dystrybucyjnych na rok 2005", str. 17-18.




Edited on 2009-03-18 11:16:28 by WojciechLisiewicz

Additions:
Innymi słowy zapis ten oznacza nie tylko korelację między wysokością uzasadnionego zwrotu z kapitału a stopami procentowymi ale również zależność taką, iż nie ma sensu zwrot z kapitału niższy, niż panujące na rynku pieniężnym stopy procentowe, ponieważ jest to wysokość uzyskiwana również bez ryzyka.
a. ocena ryzyka wykonywania działalności gospodarczej, § 25 ust. 2 pkt 1
Obok stóp procentowych § 25 ust. 2 pkt 1 rozporządzenia odwołuje się również do oceny ryzyka działalności przedsiębiorstwa. Należy to rozumieć w taki sposób, iż przedsiębiorstwo ma kalkulować wysoki zwrot z kapitału wtedy, gdy jego działalność jest obarczona wysokim ryzykiem natomiast zwrot ten musi być niższy, jeśli ryzyko jego działalności można ocenić jako niskie. Punktem odniesienia muszą tu być również inne działy gospodarki, ponieważ ocena ryzyka możliwa jest wyłącznie w kategoriach relatywnych.
W gospodarce rynkowej stopy zwrotu zakładane przez przedsiębiorstwa rynkowe oscylują między około dziesięć a kilkadziesiąt procent w stosunku rocznym. Mając na względzie, iż działalność infrastrukturalna charakteryzuje się stosunkowo niskim ryzykiem (pomijając specyficzne ryzyko pogodowe), należy przyjąć, iż całkowite oprocentowanie zwrotu z kapitału w branży będzie miało wartość w dolnej części tej skali, czyli w okolicach 10 procent. Takie założenie odpowiada również prezentowanym przez regulatora już od lat wytycznym wobec spółek dystrybucji energii elektrycznej (4)
(4) por. dla przykładu opracowanie Departamentu Taryf Urzędu Regulacji Energetyki z lipca 2004 roku "Taryfy spółek dystrybucyjnych na rok 2005", str. 17-18.


Deletions:
Innymi słowy zapis ten oznacza nie tylko korelację między wysokością uzasadnionego zwrotu z kapitału a stopami procentowymi ale również zależność taką, iż nie ma sensu zwrot z kapitału niższy, niż panujące na rynku pieniężnym stopy procentowe, ponieważ jest to wysokość uzyskiwana bez ryzyka.
((3))




Edited on 2009-03-18 10:55:10 by WojciechLisiewicz

Additions:
Podsumowując wstępnie należy stwierdzić, iż zarówno brzmienie § 25 ust. 2 rozporządzenia jak i kontekst tej regulacji nakazują traktować termin "wielkość zwrotu" jako wartość procentową zwrotu z kapitału (3).
(3) por. też rozważania do art. 23 PrEnerg
art. 23 PrEnerg
1. Prezes URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą i polityką energetyczną państwa, zmierzając do równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.
2. Do zakresu działania Prezesa URE należy:
1) udzielanie i cofanie koncesji;
2) zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła pod względem zgodności z zasadami określonymi w art. 44, 45 i 46, w tym analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach;
3) ustalanie:
a) współczynników korekcyjnych określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej,
b) okresu obowiązywania taryf i współczynników korekcyjnych, o których mowa w lit. a,
c) wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału, o którym mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1, dla przedsiębiorstw energetycznych przedkładających taryfy do zatwierdzenia,
d) maksymalnego udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla poszczególnych grup odbiorców w taryfach dla paliw gazowych i energii, w przypadkach gdy wymaga tego ochrona interesów odbiorców,
e) jednostkowych opłat zastępczych, o których mowa w art. 9a ust. 8a,
f) wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f;
3a) opracowywanie wytycznych i zaleceń zapewniających jednolitą formę planów, o których mowa w art. 16 ust. 1;
4) kontrolowanie wykonania obowiązków, o których mowa w art. 9a;
4a) kontrolowanie wykonywania obowiązków, o których mowa w art. 49a ust. 1 i 2;
5) uzgadnianie projektów planów, o których mowa w art. 16;
6) wyznaczanie operatorów systemu, o których mowa w art. 9h ust. 1, 3 i 9, oraz publikowanie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki i zamieszczanie na swojej stronie internetowej w Biuletynie Informacji Publicznej informacji o danych adresowych, obszarze działania i okresie, na który zostali wyznaczeni operatorami systemu;
7) udzielanie i cofanie zwolnienia z obowiązku świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, art. 4c, art. 4d ust. 1 i art. 4e ust. 1;
8) zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci, o których mowa w art. 9g;
9) organizowanie i przeprowadzanie przetargów dotyczących:
a) wyłaniania sprzedawców z urzędu,
b) budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej i realizacji przedsięwzięć zmniejszających zapotrzebowanie na energię elektryczną;
10) kontrolowanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz kontrolowanie na wniosek odbiorcy dotrzymania parametrów jakościowych paliw gazowych i energii elektrycznej;
11) kontrolowanie realizacji przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu połączonego elektroenergetycznego oraz innych uczestników rynku energii elektrycznej obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003, a także wykonywanie innych obowiązków organu regulacyjnego wynikających z tego rozporządzenia;
11a) kontrolowanie realizacji obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1775/2005/WE z dnia 28 września 2005 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego (Dz.Urz. UE L 289 z 3.11.2005) oraz:
a) zatwierdzanie informacji podawanych do wiadomości publicznej przez operatorów systemów przesyłowych gazowych, o których mowa w art. 6 tego rozporządzenia, oraz wyrażanie zgody na ograniczenie zakresu publikacji tych informacji,
b) opiniowanie wniosków operatorów systemów przesyłowych gazowych o wykorzystanie przez użytkowników sieci przesyłowych niewykorzystanych zdolności przesyłowych tych sieci, w przypadkach, o których mowa w art. 5 ust. 4 tego rozporządzenia,
c) zatwierdzanie sposobu wykorzystania przez operatorów systemów przesyłowych gazowych przychodów uzyskiwanych z tytułu udostępniania przez nich niewykorzystanej a zarezerwowanej zdolności sieci przesyłowych;
12) rozstrzyganie sporów w zakresie określonym w art. 8 ust. 1;
13) nakładanie kar pieniężnych na zasadach określonych w ustawie;
14) współdziałanie z właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykom przedsiębiorstw energetycznych ograniczającym konkurencję;
14a) współdziałanie z organem właściwym w sprawach nadzoru nad rynkiem kapitałowym, o którym mowa w art. 1 ust. 2 pkt 4 ustawy z dnia 21 lipca 2006 r. o nadzorze nad rynkiem finansowym (Dz. U. Nr 157, poz. 1119, z późn. zm.) w zakresie niezbędnym do właściwego wykonywania zadań określonych w ustawie;
15) ustalanie metod kontroli i podejmowanie działań dla poprawy efektywności przedsiębiorstw energetycznych;
16) określanie i publikowanie wskaźników i cen wskaźnikowych istotnych dla procesu kształtowania taryf;
17) publikowanie informacji służących zwiększeniu efektywności użytkowania paliw i energii;
18) zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznych, w tym obliczanie i ogłaszanie w terminie do dnia 31 marca każdego roku:
a) średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji obliczonych oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1-2,
b) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz sposób jej obliczenia,
c) średnich cen sprzedaży ciepła, wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji:
- opalanych paliwami węglowymi,
- opalanych paliwami gazowymi,
- opalanych olejem opałowym,
- stanowiących odnawialne źródła energii
- w poprzednim roku kalendarzowym;
19) gromadzenie informacji o projektach inwestycyjnych będących w obszarze zainteresowania Unii Europejskiej i przekazywanie ich do Komisji Europejskiej, w terminie do dnia 15 kwietnia każdego roku, oraz przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
19a) przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
20) monitorowanie funkcjonowania systemu gazowego i elektroenergetycznego w zakresie:
a) zasad zarządzania i rozdziału przepustowości połączeń międzysystemowych, z którymi istnieją wzajemne połączenia, we współpracy z właściwymi organami państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym,
b) mechanizmów bilansowania systemu gazowego lub systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami w krajowym systemie gazowym i elektroenergetycznym,
c) warunków przyłączania podmiotów do sieci i ich realizacji oraz dokonywania napraw tej sieci,
d) wypełniania obowiązku publikowania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych informacji dotyczących połączeń międzysystemowych, korzystania z sieci i rozdziału zdolności przesyłowych stronom umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii, z uwzględnieniem konieczności traktowania tych informacji jako poufnych ze względów handlowych,
e) warunków świadczenia usług magazynowania paliw gazowych, usług skraplania gazu ziemnego oraz innych usług świadczonych przez przedsiębiorstwa energetyczne,
f) bezpieczeństwa dostarczania paliw gazowych i energii elektrycznej,
g) wypełniania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych ich zadań,
h) wypełniania przez przedsiębiorstwo energetyczne obowiązków wymienionych w art. 44;
21) wydawanie świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1, i świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, oraz ich umarzanie;
22) wykonywanie innych zadań określonych w ustawie lub ustawach odrębnych.
2a. Prezes URE w zakresie, o którym mowa w ust. 2 pkt 19 i 20, w szczególności sporządza raport przedstawiający i oceniający:
1) warunki podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
2) realizację planów, o których mowa w art. 16 ust. 2a, z uwzględnieniem zamierzeń inwestycyjnych wynikających ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2b. Raport, o którym mowa w ust. 2a, może zawierać także propozycje zmian przepisów określających warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, o których mowa w art. 9 ust. 3, i szczegółowych zasad kształtowania taryf dla energii elektrycznej, określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 3, służących rozwojowi zdolności wytwórczych i przesyłowych energii elektrycznej, zgodnie z przyjętą polityką energetyczną państwa, o której mowa w art. 15a, i wnioskami wynikającymi ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2c. Prezes URE przekazuje raport, o którym mowa w ust. 2a, ministrowi właściwemu do spraw gospodarki, co 2 lata, w terminie do dnia 30 czerwca danego roku.
2d. Raport, o którym mowa w ust. 2a, podlega publikacji w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.
3. W sprawach, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 5, z wyjątkiem spraw wymienionych w art. 32 ust. 1 pkt 4 i ust. 5, niezbędna jest opinia właściwego miejscowo zarządu województwa.
4. Nieprzedstawienie przez zarząd województwa opinii w sprawach wymienionych w ust. 2 pkt 1 i 5, w terminie 14 dni od dnia wpłynięcia sprawy do zaopiniowania, jest równoznaczne z wydaniem pozytywnej opinii.
: http://komon.pl/?przepisid=121147

Rozporządzenie nie podaje konkretnej formuły do wyliczenia zwrotu z kapitału a jedynie kryteria, które muszą być brane pod uwagę przy ustalaniu wysokości (procentowej!) zwrotu z kapitału. Ogólnie § 25 ust. 2 rozporządzenia stanowi, iż wysokość zwrotu z kapitału powinna być odpowiednia do charakteru działalności. W odniesieniu do poszczególnych kryteriów podanych w przepisie w punktach od 1) do 4) oznacza to, że musi ona uwzględniać następujące okoliczności:
a. Sytuacja na rynkach finansowych, § 25 ust. 2 pkt 1
Wysokość uzasadnionego zwrotu z kapitału jest na mocy cytowanego przepisu zależna od poziomu stóp procentowych na rynku finansowym w kraju. Oznacza to z jednej strony, iż wysokość uzasadnionego zwrotu z kapitału będzie rosła wraz ze wzrostem stóp procentowych i malała w przypadku sytuacji odwrotnej.
Z drugiej strony świadome odniesienie prawodawcy do kryterium panujących stóp procentowych wskazuje na istnienie zależności między poziomem oprocentowania uzyskiwanego na rynku pieniężnym lub wkładów o stałym oprocentowaniu a wysokością zwrotu z kapitału przy inwestycji w działalność ciepłowniczą. Stąd wynika, że również prawodawca jest świadomy faktu, iż nie jest możliwe prowadzenie działalności o najmniejszym nawet ryzyku, jeśli zwrot z kapitału będzie nie wyższy, niż zwrot oferowany przez inwestycje o stałej stopie zwrotu, mianowicie zależnej od stóp procentowych panujących na rynku pieniądza.
Innymi słowy zapis ten oznacza nie tylko korelację między wysokością uzasadnionego zwrotu z kapitału a stopami procentowymi ale również zależność taką, iż nie ma sensu zwrot z kapitału niższy, niż panujące na rynku pieniężnym stopy procentowe, ponieważ jest to wysokość uzyskiwana bez ryzyka.
b.
uzależnienia rentowności działalności ciepłowniczej od sytuacji na rynku finansowym.


Deletions:
Podsumowując wstępnie należy stwierdzić, iż zarówno brzmienie § 25 ust. 2 rozporządzenia jak i kontekst tej regulacji nakazują traktować termin "wielkość zwrotu" jako wartość procentową zwrotu z kapitału (3)
(3) por. też rozważania do art. 23 PrEnerg
art. 23 PrEnerg
1. Prezes URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą i polityką energetyczną państwa, zmierzając do równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.
2. Do zakresu działania Prezesa URE należy:
1) udzielanie i cofanie koncesji;
2) zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła pod względem zgodności z zasadami określonymi w art. 44, 45 i 46, w tym analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach;
3) ustalanie:
a) współczynników korekcyjnych określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej,
b) okresu obowiązywania taryf i współczynników korekcyjnych, o których mowa w lit. a,
c) wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału, o którym mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1, dla przedsiębiorstw energetycznych przedkładających taryfy do zatwierdzenia,
d) maksymalnego udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla poszczególnych grup odbiorców w taryfach dla paliw gazowych i energii, w przypadkach gdy wymaga tego ochrona interesów odbiorców,
e) jednostkowych opłat zastępczych, o których mowa w art. 9a ust. 8a,
f) wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f;
3a) opracowywanie wytycznych i zaleceń zapewniających jednolitą formę planów, o których mowa w art. 16 ust. 1;
4) kontrolowanie wykonania obowiązków, o których mowa w art. 9a;
4a) kontrolowanie wykonywania obowiązków, o których mowa w art. 49a ust. 1 i 2;
5) uzgadnianie projektów planów, o których mowa w art. 16;
6) wyznaczanie operatorów systemu, o których mowa w art. 9h ust. 1, 3 i 9, oraz publikowanie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki i zamieszczanie na swojej stronie internetowej w Biuletynie Informacji Publicznej informacji o danych adresowych, obszarze działania i okresie, na który zostali wyznaczeni operatorami systemu;
7) udzielanie i cofanie zwolnienia z obowiązku świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, art. 4c, art. 4d ust. 1 i art. 4e ust. 1;
8) zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci, o których mowa w art. 9g;
9) organizowanie i przeprowadzanie przetargów dotyczących:
a) wyłaniania sprzedawców z urzędu,
b) budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej i realizacji przedsięwzięć zmniejszających zapotrzebowanie na energię elektryczną;
10) kontrolowanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz kontrolowanie na wniosek odbiorcy dotrzymania parametrów jakościowych paliw gazowych i energii elektrycznej;
11) kontrolowanie realizacji przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu połączonego elektroenergetycznego oraz innych uczestników rynku energii elektrycznej obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003, a także wykonywanie innych obowiązków organu regulacyjnego wynikających z tego rozporządzenia;
11a) kontrolowanie realizacji obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1775/2005/WE z dnia 28 września 2005 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego (Dz.Urz. UE L 289 z 3.11.2005) oraz:
a) zatwierdzanie informacji podawanych do wiadomości publicznej przez operatorów systemów przesyłowych gazowych, o których mowa w art. 6 tego rozporządzenia, oraz wyrażanie zgody na ograniczenie zakresu publikacji tych informacji,
b) opiniowanie wniosków operatorów systemów przesyłowych gazowych o wykorzystanie przez użytkowników sieci przesyłowych niewykorzystanych zdolności przesyłowych tych sieci, w przypadkach, o których mowa w art. 5 ust. 4 tego rozporządzenia,
c) zatwierdzanie sposobu wykorzystania przez operatorów systemów przesyłowych gazowych przychodów uzyskiwanych z tytułu udostępniania przez nich niewykorzystanej a zarezerwowanej zdolności sieci przesyłowych;
12) rozstrzyganie sporów w zakresie określonym w art. 8 ust. 1;
13) nakładanie kar pieniężnych na zasadach określonych w ustawie;
14) współdziałanie z właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykom przedsiębiorstw energetycznych ograniczającym konkurencję;
14a) współdziałanie z organem właściwym w sprawach nadzoru nad rynkiem kapitałowym, o którym mowa w art. 1 ust. 2 pkt 4 ustawy z dnia 21 lipca 2006 r. o nadzorze nad rynkiem finansowym (Dz. U. Nr 157, poz. 1119, z późn. zm.) w zakresie niezbędnym do właściwego wykonywania zadań określonych w ustawie;
15) ustalanie metod kontroli i podejmowanie działań dla poprawy efektywności przedsiębiorstw energetycznych;
16) określanie i publikowanie wskaźników i cen wskaźnikowych istotnych dla procesu kształtowania taryf;
17) publikowanie informacji służących zwiększeniu efektywności użytkowania paliw i energii;
18) zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznych, w tym obliczanie i ogłaszanie w terminie do dnia 31 marca każdego roku:
a) średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji obliczonych oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1-2,
b) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz sposób jej obliczenia,
c) średnich cen sprzedaży ciepła, wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji:
- opalanych paliwami węglowymi,
- opalanych paliwami gazowymi,
- opalanych olejem opałowym,
- stanowiących odnawialne źródła energii
- w poprzednim roku kalendarzowym;
19) gromadzenie informacji o projektach inwestycyjnych będących w obszarze zainteresowania Unii Europejskiej i przekazywanie ich do Komisji Europejskiej, w terminie do dnia 15 kwietnia każdego roku, oraz przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
19a) przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
20) monitorowanie funkcjonowania systemu gazowego i elektroenergetycznego w zakresie:
a) zasad zarządzania i rozdziału przepustowości połączeń międzysystemowych, z którymi istnieją wzajemne połączenia, we współpracy z właściwymi organami państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym,
b) mechanizmów bilansowania systemu gazowego lub systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami w krajowym systemie gazowym i elektroenergetycznym,
c) warunków przyłączania podmiotów do sieci i ich realizacji oraz dokonywania napraw tej sieci,
d) wypełniania obowiązku publikowania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych informacji dotyczących połączeń międzysystemowych, korzystania z sieci i rozdziału zdolności przesyłowych stronom umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii, z uwzględnieniem konieczności traktowania tych informacji jako poufnych ze względów handlowych,
e) warunków świadczenia usług magazynowania paliw gazowych, usług skraplania gazu ziemnego oraz innych usług świadczonych przez przedsiębiorstwa energetyczne,
f) bezpieczeństwa dostarczania paliw gazowych i energii elektrycznej,
g) wypełniania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych ich zadań,
h) wypełniania przez przedsiębiorstwo energetyczne obowiązków wymienionych w art. 44;
21) wydawanie świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1, i świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, oraz ich umarzanie;
22) wykonywanie innych zadań określonych w ustawie lub ustawach odrębnych.
2a. Prezes URE w zakresie, o którym mowa w ust. 2 pkt 19 i 20, w szczególności sporządza raport przedstawiający i oceniający:
1) warunki podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
2) realizację planów, o których mowa w art. 16 ust. 2a, z uwzględnieniem zamierzeń inwestycyjnych wynikających ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2b. Raport, o którym mowa w ust. 2a, może zawierać także propozycje zmian przepisów określających warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, o których mowa w art. 9 ust. 3, i szczegółowych zasad kształtowania taryf dla energii elektrycznej, określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 3, służących rozwojowi zdolności wytwórczych i przesyłowych energii elektrycznej, zgodnie z przyjętą polityką energetyczną państwa, o której mowa w art. 15a, i wnioskami wynikającymi ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2c. Prezes URE przekazuje raport, o którym mowa w ust. 2a, ministrowi właściwemu do spraw gospodarki, co 2 lata, w terminie do dnia 30 czerwca danego roku.
2d. Raport, o którym mowa w ust. 2a, podlega publikacji w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.
3. W sprawach, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 5, z wyjątkiem spraw wymienionych w art. 32 ust. 1 pkt 4 i ust. 5, niezbędna jest opinia właściwego miejscowo zarządu województwa.
4. Nieprzedstawienie przez zarząd województwa opinii w sprawach wymienionych w ust. 2 pkt 1 i 5, w terminie 14 dni od dnia wpłynięcia sprawy do zaopiniowania, jest równoznaczne z wydaniem pozytywnej opinii.
: http://komon.pl/?przepisid=121147
.
Rozporządzenie nie podaje stałej formuły do wyliczenia zwrotu z kapitału a jedynie kryteria




Edited on 2009-03-18 10:21:20 by WojciechLisiewicz

Additions:
Podsumowując wstępnie należy stwierdzić, iż zarówno brzmienie § 25 ust. 2 rozporządzenia jak i kontekst tej regulacji nakazują traktować termin "wielkość zwrotu" jako wartość procentową zwrotu z kapitału (3)
(3) por. też rozważania do art. 23 PrEnerg
art. 23 PrEnerg
1. Prezes URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą i polityką energetyczną państwa, zmierzając do równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.
2. Do zakresu działania Prezesa URE należy:
1) udzielanie i cofanie koncesji;
2) zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła pod względem zgodności z zasadami określonymi w art. 44, 45 i 46, w tym analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach;
3) ustalanie:
a) współczynników korekcyjnych określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej,
b) okresu obowiązywania taryf i współczynników korekcyjnych, o których mowa w lit. a,
c) wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału, o którym mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1, dla przedsiębiorstw energetycznych przedkładających taryfy do zatwierdzenia,
d) maksymalnego udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla poszczególnych grup odbiorców w taryfach dla paliw gazowych i energii, w przypadkach gdy wymaga tego ochrona interesów odbiorców,
e) jednostkowych opłat zastępczych, o których mowa w art. 9a ust. 8a,
f) wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f;
3a) opracowywanie wytycznych i zaleceń zapewniających jednolitą formę planów, o których mowa w art. 16 ust. 1;
4) kontrolowanie wykonania obowiązków, o których mowa w art. 9a;
4a) kontrolowanie wykonywania obowiązków, o których mowa w art. 49a ust. 1 i 2;
5) uzgadnianie projektów planów, o których mowa w art. 16;
6) wyznaczanie operatorów systemu, o których mowa w art. 9h ust. 1, 3 i 9, oraz publikowanie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki i zamieszczanie na swojej stronie internetowej w Biuletynie Informacji Publicznej informacji o danych adresowych, obszarze działania i okresie, na który zostali wyznaczeni operatorami systemu;
7) udzielanie i cofanie zwolnienia z obowiązku świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, art. 4c, art. 4d ust. 1 i art. 4e ust. 1;
8) zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci, o których mowa w art. 9g;
9) organizowanie i przeprowadzanie przetargów dotyczących:
a) wyłaniania sprzedawców z urzędu,
b) budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej i realizacji przedsięwzięć zmniejszających zapotrzebowanie na energię elektryczną;
10) kontrolowanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz kontrolowanie na wniosek odbiorcy dotrzymania parametrów jakościowych paliw gazowych i energii elektrycznej;
11) kontrolowanie realizacji przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu połączonego elektroenergetycznego oraz innych uczestników rynku energii elektrycznej obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003, a także wykonywanie innych obowiązków organu regulacyjnego wynikających z tego rozporządzenia;
11a) kontrolowanie realizacji obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1775/2005/WE z dnia 28 września 2005 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego (Dz.Urz. UE L 289 z 3.11.2005) oraz:
a) zatwierdzanie informacji podawanych do wiadomości publicznej przez operatorów systemów przesyłowych gazowych, o których mowa w art. 6 tego rozporządzenia, oraz wyrażanie zgody na ograniczenie zakresu publikacji tych informacji,
b) opiniowanie wniosków operatorów systemów przesyłowych gazowych o wykorzystanie przez użytkowników sieci przesyłowych niewykorzystanych zdolności przesyłowych tych sieci, w przypadkach, o których mowa w art. 5 ust. 4 tego rozporządzenia,
c) zatwierdzanie sposobu wykorzystania przez operatorów systemów przesyłowych gazowych przychodów uzyskiwanych z tytułu udostępniania przez nich niewykorzystanej a zarezerwowanej zdolności sieci przesyłowych;
12) rozstrzyganie sporów w zakresie określonym w art. 8 ust. 1;
13) nakładanie kar pieniężnych na zasadach określonych w ustawie;
14) współdziałanie z właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykom przedsiębiorstw energetycznych ograniczającym konkurencję;
14a) współdziałanie z organem właściwym w sprawach nadzoru nad rynkiem kapitałowym, o którym mowa w art. 1 ust. 2 pkt 4 ustawy z dnia 21 lipca 2006 r. o nadzorze nad rynkiem finansowym (Dz. U. Nr 157, poz. 1119, z późn. zm.) w zakresie niezbędnym do właściwego wykonywania zadań określonych w ustawie;
15) ustalanie metod kontroli i podejmowanie działań dla poprawy efektywności przedsiębiorstw energetycznych;
16) określanie i publikowanie wskaźników i cen wskaźnikowych istotnych dla procesu kształtowania taryf;
17) publikowanie informacji służących zwiększeniu efektywności użytkowania paliw i energii;
18) zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznych, w tym obliczanie i ogłaszanie w terminie do dnia 31 marca każdego roku:
a) średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji obliczonych oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1-2,
b) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz sposób jej obliczenia,
c) średnich cen sprzedaży ciepła, wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji:
- opalanych paliwami węglowymi,
- opalanych paliwami gazowymi,
- opalanych olejem opałowym,
- stanowiących odnawialne źródła energii
- w poprzednim roku kalendarzowym;
19) gromadzenie informacji o projektach inwestycyjnych będących w obszarze zainteresowania Unii Europejskiej i przekazywanie ich do Komisji Europejskiej, w terminie do dnia 15 kwietnia każdego roku, oraz przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
19a) przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
20) monitorowanie funkcjonowania systemu gazowego i elektroenergetycznego w zakresie:
a) zasad zarządzania i rozdziału przepustowości połączeń międzysystemowych, z którymi istnieją wzajemne połączenia, we współpracy z właściwymi organami państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym,
b) mechanizmów bilansowania systemu gazowego lub systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami w krajowym systemie gazowym i elektroenergetycznym,
c) warunków przyłączania podmiotów do sieci i ich realizacji oraz dokonywania napraw tej sieci,
d) wypełniania obowiązku publikowania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych informacji dotyczących połączeń międzysystemowych, korzystania z sieci i rozdziału zdolności przesyłowych stronom umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii, z uwzględnieniem konieczności traktowania tych informacji jako poufnych ze względów handlowych,
e) warunków świadczenia usług magazynowania paliw gazowych, usług skraplania gazu ziemnego oraz innych usług świadczonych przez przedsiębiorstwa energetyczne,
f) bezpieczeństwa dostarczania paliw gazowych i energii elektrycznej,
g) wypełniania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych ich zadań,
h) wypełniania przez przedsiębiorstwo energetyczne obowiązków wymienionych w art. 44;
21) wydawanie świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1, i świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, oraz ich umarzanie;
22) wykonywanie innych zadań określonych w ustawie lub ustawach odrębnych.
2a. Prezes URE w zakresie, o którym mowa w ust. 2 pkt 19 i 20, w szczególności sporządza raport przedstawiający i oceniający:
1) warunki podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
2) realizację planów, o których mowa w art. 16 ust. 2a, z uwzględnieniem zamierzeń inwestycyjnych wynikających ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2b. Raport, o którym mowa w ust. 2a, może zawierać także propozycje zmian przepisów określających warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, o których mowa w art. 9 ust. 3, i szczegółowych zasad kształtowania taryf dla energii elektrycznej, określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 3, służących rozwojowi zdolności wytwórczych i przesyłowych energii elektrycznej, zgodnie z przyjętą polityką energetyczną państwa, o której mowa w art. 15a, i wnioskami wynikającymi ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2c. Prezes URE przekazuje raport, o którym mowa w ust. 2a, ministrowi właściwemu do spraw gospodarki, co 2 lata, w terminie do dnia 30 czerwca danego roku.
2d. Raport, o którym mowa w ust. 2a, podlega publikacji w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.
3. W sprawach, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 5, z wyjątkiem spraw wymienionych w art. 32 ust. 1 pkt 4 i ust. 5, niezbędna jest opinia właściwego miejscowo zarządu województwa.
4. Nieprzedstawienie przez zarząd województwa opinii w sprawach wymienionych w ust. 2 pkt 1 i 5, w terminie 14 dni od dnia wpłynięcia sprawy do zaopiniowania, jest równoznaczne z wydaniem pozytywnej opinii.
: http://komon.pl/?przepisid=121147
.


Deletions:
Podsumowując wstępnie należy stwierdzić, iż zarówno brzmienie § 25 ust. 2 rozporządzenia jak i kontekst tej regulacji nakazują traktować termin "wielkość zwrotu" jako wartość procentową zwrotu z kapitału (3)
(3) por. też rozważania do art. 23 PrEnerg
art. 23 PrEnerg
1. Prezes URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą i polityką energetyczną państwa, zmierzając do równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.
2. Do zakresu działania Prezesa URE należy:
1) udzielanie i cofanie koncesji;
2) zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła pod względem zgodności z zasadami określonymi w art. 44, 45 i 46, w tym analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach;
3) ustalanie:
a) współczynników korekcyjnych określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej,
b) okresu obowiązywania taryf i współczynników korekcyjnych, o których mowa w lit. a,
c) wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału, o którym mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1, dla przedsiębiorstw energetycznych przedkładających taryfy do zatwierdzenia,
d) maksymalnego udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla poszczególnych grup odbiorców w taryfach dla paliw gazowych i energii, w przypadkach gdy wymaga tego ochrona interesów odbiorców,
e) jednostkowych opłat zastępczych, o których mowa w art. 9a ust. 8a,
f) wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f;
3a) opracowywanie wytycznych i zaleceń zapewniających jednolitą formę planów, o których mowa w art. 16 ust. 1;
4) kontrolowanie wykonania obowiązków, o których mowa w art. 9a;
4a) kontrolowanie wykonywania obowiązków, o których mowa w art. 49a ust. 1 i 2;
5) uzgadnianie projektów planów, o których mowa w art. 16;
6) wyznaczanie operatorów systemu, o których mowa w art. 9h ust. 1, 3 i 9, oraz publikowanie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki i zamieszczanie na swojej stronie internetowej w Biuletynie Informacji Publicznej informacji o danych adresowych, obszarze działania i okresie, na który zostali wyznaczeni operatorami systemu;
7) udzielanie i cofanie zwolnienia z obowiązku świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, art. 4c, art. 4d ust. 1 i art. 4e ust. 1;
8) zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci, o których mowa w art. 9g;
9) organizowanie i przeprowadzanie przetargów dotyczących:
a) wyłaniania sprzedawców z urzędu,
b) budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej i realizacji przedsięwzięć zmniejszających zapotrzebowanie na energię elektryczną;
10) kontrolowanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz kontrolowanie na wniosek odbiorcy dotrzymania parametrów jakościowych paliw gazowych i energii elektrycznej;
11) kontrolowanie realizacji przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu połączonego elektroenergetycznego oraz innych uczestników rynku energii elektrycznej obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003, a także wykonywanie innych obowiązków organu regulacyjnego wynikających z tego rozporządzenia;
11a) kontrolowanie realizacji obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1775/2005/WE z dnia 28 września 2005 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego (Dz.Urz. UE L 289 z 3.11.2005) oraz:
a) zatwierdzanie informacji podawanych do wiadomości publicznej przez operatorów systemów przesyłowych gazowych, o których mowa w art. 6 tego rozporządzenia, oraz wyrażanie zgody na ograniczenie zakresu publikacji tych informacji,
b) opiniowanie wniosków operatorów systemów przesyłowych gazowych o wykorzystanie przez użytkowników sieci przesyłowych niewykorzystanych zdolności przesyłowych tych sieci, w przypadkach, o których mowa w art. 5 ust. 4 tego rozporządzenia,
c) zatwierdzanie sposobu wykorzystania przez operatorów systemów przesyłowych gazowych przychodów uzyskiwanych z tytułu udostępniania przez nich niewykorzystanej a zarezerwowanej zdolności sieci przesyłowych;
12) rozstrzyganie sporów w zakresie określonym w art. 8 ust. 1;
13) nakładanie kar pieniężnych na zasadach określonych w ustawie;
14) współdziałanie z właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykom przedsiębiorstw energetycznych ograniczającym konkurencję;
14a) współdziałanie z organem właściwym w sprawach nadzoru nad rynkiem kapitałowym, o którym mowa w art. 1 ust. 2 pkt 4 ustawy z dnia 21 lipca 2006 r. o nadzorze nad rynkiem finansowym (Dz. U. Nr 157, poz. 1119, z późn. zm.) w zakresie niezbędnym do właściwego wykonywania zadań określonych w ustawie;
15) ustalanie metod kontroli i podejmowanie działań dla poprawy efektywności przedsiębiorstw energetycznych;
16) określanie i publikowanie wskaźników i cen wskaźnikowych istotnych dla procesu kształtowania taryf;
17) publikowanie informacji służących zwiększeniu efektywności użytkowania paliw i energii;
18) zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznych, w tym obliczanie i ogłaszanie w terminie do dnia 31 marca każdego roku:
a) średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji obliczonych oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1-2,
b) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz sposób jej obliczenia,
c) średnich cen sprzedaży ciepła, wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji:
- opalanych paliwami węglowymi,
- opalanych paliwami gazowymi,
- opalanych olejem opałowym,
- stanowiących odnawialne źródła energii
- w poprzednim roku kalendarzowym;
19) gromadzenie informacji o projektach inwestycyjnych będących w obszarze zainteresowania Unii Europejskiej i przekazywanie ich do Komisji Europejskiej, w terminie do dnia 15 kwietnia każdego roku, oraz przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
19a) przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
20) monitorowanie funkcjonowania systemu gazowego i elektroenergetycznego w zakresie:
a) zasad zarządzania i rozdziału przepustowości połączeń międzysystemowych, z którymi istnieją wzajemne połączenia, we współpracy z właściwymi organami państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym,
b) mechanizmów bilansowania systemu gazowego lub systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami w krajowym systemie gazowym i elektroenergetycznym,
c) warunków przyłączania podmiotów do sieci i ich realizacji oraz dokonywania napraw tej sieci,
d) wypełniania obowiązku publikowania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych informacji dotyczących połączeń międzysystemowych, korzystania z sieci i rozdziału zdolności przesyłowych stronom umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii, z uwzględnieniem konieczności traktowania tych informacji jako poufnych ze względów handlowych,
e) warunków świadczenia usług magazynowania paliw gazowych, usług skraplania gazu ziemnego oraz innych usług świadczonych przez przedsiębiorstwa energetyczne,
f) bezpieczeństwa dostarczania paliw gazowych i energii elektrycznej,
g) wypełniania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych ich zadań,
h) wypełniania przez przedsiębiorstwo energetyczne obowiązków wymienionych w art. 44;
21) wydawanie świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1, i świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, oraz ich umarzanie;
22) wykonywanie innych zadań określonych w ustawie lub ustawach odrębnych.
2a. Prezes URE w zakresie, o którym mowa w ust. 2 pkt 19 i 20, w szczególności sporządza raport przedstawiający i oceniający:
1) warunki podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
2) realizację planów, o których mowa w art. 16 ust. 2a, z uwzględnieniem zamierzeń inwestycyjnych wynikających ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2b. Raport, o którym mowa w ust. 2a, może zawierać także propozycje zmian przepisów określających warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, o których mowa w art. 9 ust. 3, i szczegółowych zasad kształtowania taryf dla energii elektrycznej, określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 3, służących rozwojowi zdolności wytwórczych i przesyłowych energii elektrycznej, zgodnie z przyjętą polityką energetyczną państwa, o której mowa w art. 15a, i wnioskami wynikającymi ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2c. Prezes URE przekazuje raport, o którym mowa w ust. 2a, ministrowi właściwemu do spraw gospodarki, co 2 lata, w terminie do dnia 30 czerwca danego roku.
2d. Raport, o którym mowa w ust. 2a, podlega publikacji w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.
3. W sprawach, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 5, z wyjątkiem spraw wymienionych w art. 32 ust. 1 pkt 4 i ust. 5, niezbędna jest opinia właściwego miejscowo zarządu województwa.
4. Nieprzedstawienie przez zarząd województwa opinii w sprawach wymienionych w ust. 2 pkt 1 i 5, w terminie 14 dni od dnia wpłynięcia sprawy do zaopiniowania, jest równoznaczne z wydaniem pozytywnej opinii.
: http://komon.pl/?przepisid=121147>>.




Edited on 2009-03-18 10:20:57 by WojciechLisiewicz

Additions:
Rozporządzenie nie podaje stałej formuły do wyliczenia zwrotu z kapitału a jedynie kryteria

Deletions:
lektura rozporządzenia



Edited on 2009-03-18 09:52:42 by WojciechLisiewicz

Additions:
Na wstępie rozważań na temat przewidzianej prawem wysokości zwrotu z kapitału należy wyjaśnić, w jakiej kategorii terminologicznej należy rozumieć pojęcie "uzasadnionej wielkości" zwrotu z kapitału użyte w § 25 ust. 2 rozporządzenia. Nasuwa się tu bowiem - potwierdzona w praktyce postępowań tyryfowych przed URE - wątpliwość, czy chodzi o absolutną wielkość zwrotu dla danego przedsiębiorstwa (np. 2 mln złotych) czy też o wartość procentową (np. 10 % od kapitału własnego zaangażowanego w działalność). Kryteria podane przez rozporzłdzenie w § 25 ust. 2 wskazują na parametry, które nie wykazują żadnej korelacji z absolutną wartością zwrotu z kapitału - nie może bowiem być mowy o kwotowym określaniu zwrotu z kapitału, jeśli odnosimy się do wzrostu cen czy warunków na rynkach finansowych. Na tych przykładach łatwo stwierdzić, że nie jest możliwe stwierdzenie stałych kwot uzasadnionej wielkości zwrotu z kapitału dla dwóch przedsiębiorstw o różnej wielkości. Stąd też z natury rzeczy wynika, iż prawodawca odnosi się w tym punkcie do wielkości relatywnych, procentowych w stosunku do zaangażowanego kapitału. Nie jest bowiem zamierzony przez prawodawcę stan, aby przedsiębiorstwa małe były preferowane a duże - ze względu na "poważnie brzmiące liczby" traktowane bardziej restrykcyjnie.
Podsumowując wstępnie należy stwierdzić, iż zarówno brzmienie § 25 ust. 2 rozporządzenia jak i kontekst tej regulacji nakazują traktować termin "wielkość zwrotu" jako wartość procentową zwrotu z kapitału (3)
(3) por. też rozważania do art. 23 PrEnerg
art. 23 PrEnerg
1. Prezes URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą i polityką energetyczną państwa, zmierzając do równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.
2. Do zakresu działania Prezesa URE należy:
1) udzielanie i cofanie koncesji;
2) zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła pod względem zgodności z zasadami określonymi w art. 44, 45 i 46, w tym analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach;
3) ustalanie:
a) współczynników korekcyjnych określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej,
b) okresu obowiązywania taryf i współczynników korekcyjnych, o których mowa w lit. a,
c) wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału, o którym mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1, dla przedsiębiorstw energetycznych przedkładających taryfy do zatwierdzenia,
d) maksymalnego udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla poszczególnych grup odbiorców w taryfach dla paliw gazowych i energii, w przypadkach gdy wymaga tego ochrona interesów odbiorców,
e) jednostkowych opłat zastępczych, o których mowa w art. 9a ust. 8a,
f) wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f;
3a) opracowywanie wytycznych i zaleceń zapewniających jednolitą formę planów, o których mowa w art. 16 ust. 1;
4) kontrolowanie wykonania obowiązków, o których mowa w art. 9a;
4a) kontrolowanie wykonywania obowiązków, o których mowa w art. 49a ust. 1 i 2;
5) uzgadnianie projektów planów, o których mowa w art. 16;
6) wyznaczanie operatorów systemu, o których mowa w art. 9h ust. 1, 3 i 9, oraz publikowanie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki i zamieszczanie na swojej stronie internetowej w Biuletynie Informacji Publicznej informacji o danych adresowych, obszarze działania i okresie, na który zostali wyznaczeni operatorami systemu;
7) udzielanie i cofanie zwolnienia z obowiązku świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, art. 4c, art. 4d ust. 1 i art. 4e ust. 1;
8) zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci, o których mowa w art. 9g;
9) organizowanie i przeprowadzanie przetargów dotyczących:
a) wyłaniania sprzedawców z urzędu,
b) budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej i realizacji przedsięwzięć zmniejszających zapotrzebowanie na energię elektryczną;
10) kontrolowanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz kontrolowanie na wniosek odbiorcy dotrzymania parametrów jakościowych paliw gazowych i energii elektrycznej;
11) kontrolowanie realizacji przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu połączonego elektroenergetycznego oraz innych uczestników rynku energii elektrycznej obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003, a także wykonywanie innych obowiązków organu regulacyjnego wynikających z tego rozporządzenia;
11a) kontrolowanie realizacji obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1775/2005/WE z dnia 28 września 2005 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego (Dz.Urz. UE L 289 z 3.11.2005) oraz:
a) zatwierdzanie informacji podawanych do wiadomości publicznej przez operatorów systemów przesyłowych gazowych, o których mowa w art. 6 tego rozporządzenia, oraz wyrażanie zgody na ograniczenie zakresu publikacji tych informacji,
b) opiniowanie wniosków operatorów systemów przesyłowych gazowych o wykorzystanie przez użytkowników sieci przesyłowych niewykorzystanych zdolności przesyłowych tych sieci, w przypadkach, o których mowa w art. 5 ust. 4 tego rozporządzenia,
c) zatwierdzanie sposobu wykorzystania przez operatorów systemów przesyłowych gazowych przychodów uzyskiwanych z tytułu udostępniania przez nich niewykorzystanej a zarezerwowanej zdolności sieci przesyłowych;
12) rozstrzyganie sporów w zakresie określonym w art. 8 ust. 1;
13) nakładanie kar pieniężnych na zasadach określonych w ustawie;
14) współdziałanie z właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykom przedsiębiorstw energetycznych ograniczającym konkurencję;
14a) współdziałanie z organem właściwym w sprawach nadzoru nad rynkiem kapitałowym, o którym mowa w art. 1 ust. 2 pkt 4 ustawy z dnia 21 lipca 2006 r. o nadzorze nad rynkiem finansowym (Dz. U. Nr 157, poz. 1119, z późn. zm.) w zakresie niezbędnym do właściwego wykonywania zadań określonych w ustawie;
15) ustalanie metod kontroli i podejmowanie działań dla poprawy efektywności przedsiębiorstw energetycznych;
16) określanie i publikowanie wskaźników i cen wskaźnikowych istotnych dla procesu kształtowania taryf;
17) publikowanie informacji służących zwiększeniu efektywności użytkowania paliw i energii;
18) zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznych, w tym obliczanie i ogłaszanie w terminie do dnia 31 marca każdego roku:
a) średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji obliczonych oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1-2,
b) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz sposób jej obliczenia,
c) średnich cen sprzedaży ciepła, wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji:
- opalanych paliwami węglowymi,
- opalanych paliwami gazowymi,
- opalanych olejem opałowym,
- stanowiących odnawialne źródła energii
- w poprzednim roku kalendarzowym;
19) gromadzenie informacji o projektach inwestycyjnych będących w obszarze zainteresowania Unii Europejskiej i przekazywanie ich do Komisji Europejskiej, w terminie do dnia 15 kwietnia każdego roku, oraz przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
19a) przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
20) monitorowanie funkcjonowania systemu gazowego i elektroenergetycznego w zakresie:
a) zasad zarządzania i rozdziału przepustowości połączeń międzysystemowych, z którymi istnieją wzajemne połączenia, we współpracy z właściwymi organami państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym,
b) mechanizmów bilansowania systemu gazowego lub systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami w krajowym systemie gazowym i elektroenergetycznym,
c) warunków przyłączania podmiotów do sieci i ich realizacji oraz dokonywania napraw tej sieci,
d) wypełniania obowiązku publikowania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych informacji dotyczących połączeń międzysystemowych, korzystania z sieci i rozdziału zdolności przesyłowych stronom umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii, z uwzględnieniem konieczności traktowania tych informacji jako poufnych ze względów handlowych,
e) warunków świadczenia usług magazynowania paliw gazowych, usług skraplania gazu ziemnego oraz innych usług świadczonych przez przedsiębiorstwa energetyczne,
f) bezpieczeństwa dostarczania paliw gazowych i energii elektrycznej,
g) wypełniania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych ich zadań,
h) wypełniania przez przedsiębiorstwo energetyczne obowiązków wymienionych w art. 44;
21) wydawanie świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1, i świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, oraz ich umarzanie;
22) wykonywanie innych zadań określonych w ustawie lub ustawach odrębnych.
2a. Prezes URE w zakresie, o którym mowa w ust. 2 pkt 19 i 20, w szczególności sporządza raport przedstawiający i oceniający:
1) warunki podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
2) realizację planów, o których mowa w art. 16 ust. 2a, z uwzględnieniem zamierzeń inwestycyjnych wynikających ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2b. Raport, o którym mowa w ust. 2a, może zawierać także propozycje zmian przepisów określających warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, o których mowa w art. 9 ust. 3, i szczegółowych zasad kształtowania taryf dla energii elektrycznej, określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 3, służących rozwojowi zdolności wytwórczych i przesyłowych energii elektrycznej, zgodnie z przyjętą polityką energetyczną państwa, o której mowa w art. 15a, i wnioskami wynikającymi ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2c. Prezes URE przekazuje raport, o którym mowa w ust. 2a, ministrowi właściwemu do spraw gospodarki, co 2 lata, w terminie do dnia 30 czerwca danego roku.
2d. Raport, o którym mowa w ust. 2a, podlega publikacji w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.
3. W sprawach, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 5, z wyjątkiem spraw wymienionych w art. 32 ust. 1 pkt 4 i ust. 5, niezbędna jest opinia właściwego miejscowo zarządu województwa.
4. Nieprzedstawienie przez zarząd województwa opinii w sprawach wymienionych w ust. 2 pkt 1 i 5, w terminie 14 dni od dnia wpłynięcia sprawy do zaopiniowania, jest równoznaczne z wydaniem pozytywnej opinii.
: http://komon.pl/?przepisid=121147>>.




Oldest known version of this page was edited on 2009-03-18 09:25:17 by WojciechLisiewicz [wstęp]
Page view:

Kalkulacja taryfy dla ciepła

rozważania prawne

Zgodnie z art. 47 ust. 1 PrEnerg
art. 47 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesje ustalają taryfy dla paliw gazowych i energii, które podlegają zatwierdzeniu przez Prezesa URE, oraz proponują okres ich obowiązywania. Przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesje przedkładają Prezesowi URE taryfy z własnej inicjatywy lub na żądanie Prezesa URE.
2. Prezes URE zatwierdza taryfę bądź odmawia jej zatwierdzenia w przypadku stwierdzenia niezgodności taryfy z zasadami i przepisami, o których mowa w art. 44-46.
2a. Prezes URE, na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego, zatwierdza, na okres nie dłuższy niż 3 lata, taryfę zawierającą ceny i stawki opłat w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat obowiązujące przed jej przedłożeniem Prezesowi URE, jeżeli są spełnione łącznie następujące warunki:
1) zawarte w taryfie warunki stosowania cen i stawek opłat nie uległy zmianie;
2) udokumentowane i opisane we wniosku zmiany zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, której dotyczy taryfa, nie uzasadniają obniżenia cen i stawek opłat zawartych w taryfie;
3) dla proponowanego we wniosku okresu obowiązywania taryfy lub dla części tego okresu nie został ustalony współczynnik korekcyjny, o którym mowa w art. 23 ust. 2 pkt 3 lit. a.
2b. W przypadku udokumentowanej zmiany zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej Prezes URE może ustalić z urzędu, w drodze decyzji, współczynniki korekcyjne, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 3 lit. a, wynikające wyłącznie ze zmiany warunków zewnętrznych, które przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane stosować w odniesieniu do cen i stawek opłat określonych w taryfie, o której mowa w ust. 2a, do czasu wejścia w życie nowej taryfy wprowadzonej w trybie określonym w ust. 2.
2c. W przypadku upływu okresu, na jaki została ustalona taryfa, do dnia wejścia w życie nowej taryfy stosuje się taryfę dotychczasową, jeżeli:
1) decyzja Prezesa URE nie została wydana albo
2) toczy się postępowanie odwoławcze od decyzji Prezesa URE.
2d. Taryfy dotychczasowej, o której mowa w ust. 2c, nie stosuje się, jeżeli decyzja Prezesa URE odmawiająca zatwierdzenia taryfy jest uzasadniona koniecznością obniżenia cen i stawek opłat poniżej cen i stawek opłat zawartych w dotychczasowej taryfie i wynika z udokumentowanych i opisanych zmian zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej.
2e. Prezes URE analizuje i weryfikuje koszty uzasadnione, o których mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1 i 2, w zakresie ich zgodności z przepisami ustawy, na podstawie sprawozdań finansowych i planów rzeczowo-finansowych przedsiębiorstw energetycznych, biorąc pod uwagę tworzenie warunków do konkurencji i promocji efektywności wykonywanej działalności gospodarczej, a w szczególności stosując metody porównawcze oceny efektywności przedsiębiorstw energetycznych wykonujących w zbliżonych warunkach działalność gospodarczą tego samego rodzaju.
2f. Planowane przychody ze sprzedaży ciepła przyjmowane do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfie dla ciepła dla jednostek kogeneracji, oblicza się przy zastosowaniu wskaźnika referencyjnego ustalanego przez Prezesa URE zgodnie z metodologią określoną w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 5 i 6 i średnich cen sprzedaży ciepła, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c.
2g. W terminie do dnia 31 marca każdego roku Prezes URE ogłasza w Biuletynie URE wysokość wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w ust. 2f.
3. Prezes URE:
1) ogłasza w Biuletynie URE, na koszt przedsiębiorstwa energetycznego, zatwierdzone taryfy dla paliw gazowych i energii elektrycznej - w terminie 14 dni od dnia zatwierdzenia taryfy,
2) kieruje do ogłoszenia, na koszt przedsiębiorstwa energetycznego, we właściwym miejscowo wojewódzkim dzienniku urzędowym zatwierdzone taryfy dla ciepła - w terminie 7 dni od dnia zatwierdzenia taryfy.
4. Przedsiębiorstwo energetyczne wprowadza taryfę do stosowania nie wcześniej niż po upływie 14 dni i nie później niż do 45 dnia od dnia jej opublikowania.
przedsiębiorstwa posiadające koncesje ustalają taryfy i przedkładają je do zatwierdzenia prezesowi URE. Podstawą prawną przy tworzeniu taryfy jest art. 45 ust. 1 PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
. Podstawą wszelkich rozważań przy tworzeniu taryfy jest zatem ten właśnie przepis - przy uwzględnieniu rozporządzeń wykonawczych wydanych na mocy art. 46 PrEnerg
art. 46 PrEnerg
1. Minister właściwy do spraw gospodarki, po zasięgnięciu opinii Prezesa URE, określi, w drodze rozporządzenia, szczegółowe zasady kształtowania i kalkulacji taryf dla paliw gazowych oraz szczegółowe zasady rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi, biorąc pod uwagę: politykę energetyczną państwa, zapewnienie pokrycia uzasadnionych kosztów przedsiębiorstw energetycznych, w tym kosztów ich rozwoju, ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i opłat, poprawę efektywności dostarczania i wykorzystywania paliw gazowych, równoprawne traktowanie odbiorców, eliminowanie subsydiowania skrośnego oraz przejrzystość cen i stawek opłat.
2. Rozporządzenie, o którym mowa w ust. 1, powinno określać w szczególności:
1) kryteria podziału odbiorców na grupy taryfowe;
2) szczegółowe zasady ustalania opłat za przyłączenie do sieci, w tym sposób kalkulowania stawek opłat za przyłączenie;
3) rodzaje cen i stawek opłat dla każdej koncesjonowanej działalności gospodarczej oraz sposób ich kalkulowania;
4) sposób uwzględniania w taryfach poprawy efektywności i zmiany warunków działalności wykonywanej przez przedsiębiorstwa energetyczne;
5) sposób prowadzenia rozliczeń z odbiorcami oraz rozliczeń między przedsiębiorstwami energetycznymi;
6) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych paliw gazowych i standardów jakościowych obsługi odbiorców;
7) sposób ustalania opłat za przekroczenia mocy;
8) sposób ustalania opłat za nielegalny pobór paliw gazowych;
9) zakres usług wykonywanych na dodatkowe zlecenie odbiorcy i sposób ustalania opłat za te usługi.
3. Minister właściwy do spraw gospodarki, po zasięgnięciu opinii Prezesa URE, określi, w drodze rozporządzenia, szczegółowe zasady kształtowania i kalkulacji taryf dla energii elektrycznej oraz szczegółowe zasady rozliczeń w obrocie energią elektryczną, biorąc pod uwagę: politykę energetyczną państwa, zapewnienie pokrycia uzasadnionych kosztów przedsiębiorstw energetycznych, w tym kosztów ich rozwoju, ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i opłat, poprawę efektywności dostarczania i wykorzystywania energii elektrycznej, równoprawne traktowanie odbiorców, eliminowanie subsydiowania skrośnego oraz przejrzystość cen i stawek opłat.
4. Rozporządzenie, o którym mowa w ust. 3, powinno określać w szczególności:
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) kosztów zakupu energii elektrycznej, o których mowa w art. 9a ust. 6 i 8,
c) rekompensat, o których mowa w przepisach rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003,
d) kosztów, o których mowa w art. 45 ust. 1a;
6) sposób uwzględniania w taryfach poprawy efektywności i zmiany warunków wykonywanej działalności przez przedsiębiorstwa energetyczne;
7) sposób prowadzenia rozliczeń z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi, w tym w zakresie określonym w art. 45 ust. 1a;
8) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców;
9) sposób ustalania opłat za ponadumowny pobór energii biernej i przekroczenia mocy;
10) sposób ustalania opłat za nielegalny pobór energii elektrycznej;
11) zakres usług wykonywanych na dodatkowe zlecenie odbiorcy i sposób ustalania opłat za te usługi.
5. Minister właściwy do spraw gospodarki, po zasięgnięciu opinii Prezesa URE, określi, w drodze rozporządzenia, szczegółowe zasady kształtowania i kalkulacji taryf dla ciepła oraz szczegółowe zasady rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło, biorąc pod uwagę: politykę energetyczną państwa, zapewnienie pokrycia uzasadnionych kosztów przedsiębiorstw energetycznych, w tym kosztów ich rozwoju, ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i opłat, poprawę efektywności dostarczania i wykorzystywania ciepła, równoprawne traktowanie odbiorców, eliminowanie subsydiowania skrośnego oraz przejrzystość cen i stawek opłat.
6. Rozporządzenie, o którym mowa w ust. 5, powinno określać w szczególności:
1) kryteria podziału odbiorców na grupy taryfowe;
2) szczegółowe zasady ustalania opłat za przyłączenie do sieci, w tym sposób kalkulowania stawek opłat za przyłączenie;
3) rodzaje cen i stawek opłat dla każdej koncesjonowanej działalności gospodarczej oraz sposób ich kalkulowania;
4) uproszczony sposób kalkulacji cen i stawek dla ciepła wytwarzanego w jednostkach kogeneracji z zastosowaniem wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f;
5) sposób ustalania wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w pkt 4;
6) sposób uwzględniania w taryfach kosztów zakupu ciepła, o którym mowa w art. 9a ust. 7;
7) sposób uwzględniania w taryfach poprawy efektywności i zmiany warunków wykonywanej działalności przez przedsiębiorstwa energetyczne;
8) sposób prowadzenia rozliczeń, z odbiorcami oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi;
9) sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych nośnika ciepła i standardów jakościowych obsługi odbiorców;
10) sposób ustalania opłat za nielegalny pobór ciepła.
.

A. Podstawa kalkulacji: koszty uzasadnione
Taryfa dla ciepła musi zapewnić - podobnie jak wszelkie taryfy objęte art. 45 PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
- pokrycie wszystkich kosztów działalności ciepłowniczej - tzn. wytwarzania, przesyłu i dystrybucji oraz sprzedaży ciepła. Ustawa wyznacza jednocześnie granice obciążania odbiorców kosztami działalności odnosząc się do tzw. kosztów uzasadnionych. Definicja kosztów uzasadnionych została zamieszczona w art. 3 pkt 21) PrEnerg
art. 3 PrEnerg
Użyte w ustawie określenia oznaczają:
1) energia - energię przetworzoną w dowolnej postaci,
2) ciepło - energię cieplną w wodzie gorącej, parze lub w innych nośnikach,
3) paliwa - paliwa stałe, ciekłe i gazowe będące nośnikami energii chemicznej,
3a) paliwa gazowe - gaz ziemny wysokometanowy lub zaazotowany, w tym skroplony gaz ziemny oraz propan-butan lub inne rodzaje gazu palnego, dostarczane za pomocą sieci gazowej, a także biogaz rolniczy, niezależnie od ich przeznaczenia;
4) przesyłanie - transport:
a) paliw gazowych oraz energii elektrycznej sieciami przesyłowymi w celu ich dostarczania do sieci dystrybucyjnych lub odbiorcom końcowym przyłączonym do sieci przesyłowych,
b) paliw ciekłych siecią rurociągów,
c) ciepła siecią ciepłowniczą do odbiorców przyłączonych do tej sieci
- z wyłączeniem sprzedaży tych paliw lub energii;
5) dystrybucja:
a) transport paliw gazowych oraz energii elektrycznej sieciami dystrybucyjnymi w celu ich dostarczania odbiorcom,
b) rozdział paliw ciekłych do odbiorców przyłączonych do sieci rurociągów,
c) rozdział ciepła do odbiorców przyłączonych do sieci ciepłowniczej
- z wyłączeniem sprzedaży tych paliw lub energii;
6) obrót - działalność gospodarczą polegającą na handlu hurtowym albo detalicznym paliwami lub energią,
6a) sprzedaż - bezpośrednią sprzedaż paliw lub energii przez podmiot zajmujący się ich wytwarzaniem lub odsprzedaż tych paliw lub energii przez podmiot zajmujący się ich obrotem;
7) procesy energetyczne - techniczne procesy w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, magazynowania, dystrybucji oraz użytkowania paliw lub energii,
8) zaopatrzenie w ciepło, energię elektryczną, paliwa gazowe - procesy związane z dostarczaniem ciepła, energii elektrycznej, paliw gazowych do odbiorców,
9) urządzenia - urządzenia techniczne stosowane w procesach energetycznych,
10) instalacje - urządzenia z układami połączeń między nimi,
10a) instalacja magazynowa – instalację używaną do magazynowania paliw gazowych, w tym bezzbiornikowy magazyn gazu ziemnego oraz pojemności magazynowe gazociągów, będącą własnością przedsiębiorstwa energetycznego lub eksploatowaną przez to przedsiębiorstwo, włącznie z częścią instalacji skroplonego gazu ziemnego używaną do jego magazynowania, z wyłączeniem tej części instalacji, która jest wykorzystywana do działalności produkcyjnej, oraz instalacji służącej wyłącznie do realizacji zadań operatorów systemu przesyłowego gazowego;
10b) instalacja skroplonego gazu ziemnego - terminal przeznaczony do:
a) skraplania gazu ziemnego lub
b) sprowadzania, wyładunku i regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego wraz z instalacjami pomocniczymi i zbiornikami magazynowymi wykorzystywanymi w procesie regazyfikacji i dostarczania gazu ziemnego do systemu przesyłowego
- z wyłączeniem części terminalu służącej do magazynowania;
11) sieci - instalacje połączone i współpracujące ze sobą, służące do przesyłania lub dystrybucji paliw lub energii, należące do przedsiębiorstwa energetycznego;
11a) sieć przesyłowa - sieć gazową wysokich ciśnień, z wyłączeniem gazociągów kopalnianych i bezpośrednich, albo sieć elektroenergetyczną najwyższych lub wysokich napięć, za której ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu przesyłowego;
11b) sieć dystrybucyjna - sieć gazową wysokich, średnich i niskich ciśnień, z wyłączeniem gazociągów kopalnianych i bezpośrednich, albo sieć elektroenergetyczną wysokich, średnich i niskich napięć, za której ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu dystrybucyjnego;
11c) sieć gazociągów kopalnianych (złożowych, kolektorowych i ekspedycyjnych) - gazociąg lub sieć gazociągów wykorzystywane do transportu gazu ziemnego z miejsca jego wydobycia do zakładu oczyszczania i obróbki lub do terminalu albo wykorzystywane do transportu gazu ziemnego do końcowego przeładunkowego terminalu przybrzeżnego;
11d) gazociąg międzysystemowy - gazociąg przesyłowy przebiegający przez granicę państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym, wyłącznie w celu połączenia krajowych systemów przesyłowych tych państw;
11e) gazociąg bezpośredni - gazociąg, który został zbudowany w celu bezpośredniego dostarczania paliw gazowych do instalacji odbiorcy z pominięciem systemu gazowego;
11f) linia bezpośrednia - linię elektroenergetyczną łączącą wydzieloną jednostkę wytwarzania energii elektrycznej bezpośrednio z odbiorcą lub linię elektroenergetyczną łączącą jednostkę wytwarzania energii elektrycznej przedsiębiorstwa energetycznego z instalacjami należącymi do tego przedsiębiorstwa albo instalacjami należącymi do przedsiębiorstw od niego zależnych;
11g) koordynowana sieć 110 kV - część sieci dystrybucyjnej 110 kV, w której przepływy energii elektrycznej zależą także od warunków pracy sieci przesyłowej;
12) przedsiębiorstwo energetyczne - podmiot prowadzący działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania, dystrybucji paliw albo energii lub obrotu nimi,
12a) przedsiębiorstwo zintegrowane pionowo - przedsiębiorstwo energetyczne lub grupę przedsiębiorstw, których wzajemne relacje są określone w art. 3 ust. 2 rozporządzenia nr 139/2004 z dnia 20 stycznia 2004 r. w sprawie kontroli koncentracji przedsiębiorstw (Dz. Urz. WE L 024 z 29.01.2004), zajmujące się:
a) w odniesieniu do paliw gazowych:
- przesyłaniem lub
- dystrybucją, lub
- magazynowaniem, lub
- skraplaniem
- oraz wytwarzaniem lub sprzedażą tych paliw, albo
b) w odniesieniu do energii elektrycznej:
- przesyłaniem lub
- dystrybucją
- oraz wytwarzaniem lub sprzedażą tej energii;
12b) użytkownik systemu - podmiot dostarczający paliwa gazowe do systemu gazowego lub zaopatrywany z tego systemu albo podmiot dostarczający energię elektryczną do systemu elektroenergetycznego lub zaopatrywany z tego systemu;
13) odbiorca - każdego, kto otrzymuje lub pobiera paliwa lub energię na podstawie umowy z przedsiębiorstwem energetycznym,
13a) odbiorca końcowy - odbiorcę dokonującego zakupu paliw lub energii na własny użytek; do własnego użytku nie zalicza się energii elektrycznej zakupionej w celu jej zużycia na potrzeby wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
13b) odbiorca paliw gazowych lub energii elektrycznej w gospodarstwie domowym - odbiorcę końcowego dokonującego zakupu paliw gazowych lub energii elektrycznej wyłącznie w celu ich zużycia w gospodarstwie domowym;
14) gmina - gminy oraz związki i porozumienia międzygminne w zakresie uregulowanym ustawą z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym (Dz. U. z 1996 r. Nr 13, poz. 74, Nr 58, poz. 261, Nr 106, poz. 496 i Nr 132, poz. 622, z 1997 r. Nr 9, poz. 43, Nr 106, poz. 679, Nr 107, poz. 686, Nr 113, poz. 734 i Nr 123, poz. 775, z 1998 r. Nr 155, poz. 1014 i Nr 162, poz. 1126 oraz z 2000 r. Nr 26, poz. 306),
15) regulacja - stosowanie określonych ustawą środków prawnych, włącznie z koncesjonowaniem, służących do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, prawidłowej gospodarki paliwami i energią oraz ochrony interesów odbiorców,
16) bezpieczeństwo energetyczne - stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska,
16a) bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej - zdolność systemu elektroenergetycznego do zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię;
16b) bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznej - nieprzerwaną pracę sieci elektroenergetycznej, a także spełnianie wymagań w zakresie parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców, w tym dopuszczalnych przerw w dostawach energii elektrycznej odbiorcom końcowym, w możliwych do przewidzenia warunkach pracy tej sieci;
16c) równoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię - zaspokojenie możliwego do przewidzenia, bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na energię elektryczną i moc, bez konieczności podejmowania działań mających na celu wprowadzenie ograniczeń w jej dostarczaniu i poborze;
16d) zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej - stan systemu elektroenergetycznego lub jego części, uniemożliwiający zapewnienie bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej lub równoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię;
17) taryfa - zbiór cen i stawek opłat oraz warunków ich stosowania, opracowany przez przedsiębiorstwo energetyczne i wprowadzany jako obowiązujący dla określonych w nim odbiorców w trybie określonym ustawą,
18) nielegalne pobieranie paliw lub energii - pobieranie paliw lub energii bez zawarcia umowy, z całkowitym albo częściowym pominięciem układu pomiarowo-rozliczeniowego lub poprzez ingerencję w ten układ mającą wpływ na zafałszowanie pomiarów dokonywanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy;
19) ruch sieciowy - sterowanie pracą sieci,
20) odnawialne źródło energii - źródło wykorzystujące w procesie przetwarzania energię wiatru, promieniowania słonecznego, geotermalną, fal, prądów i pływów morskich, spadku rzek oraz energię pozyskiwaną z biomasy, biogazu wysypiskowego, a także biogazu powstałego w procesach odprowadzania lub oczyszczania ścieków albo rozkładu składowanych szczątek roślinnych i zwierzęcych,
20a) biogaz rolniczy - paliwo gazowe otrzymywane w procesie fermentacji metanowej surowców rolniczych, produktów ubocznych rolnictwa, płynnych lub stałych odchodów zwierzęcych, produktów ubocznych lub pozostałości z przetwórstwa produktów pochodzenia rolniczego lub biomasy leśnej, z wyłączeniem gazu pozyskanego z surowców pochodzących z oczyszczalni ścieków oraz składowisk odpadów;
21) koszty uzasadnione - koszty niezbędne do wykonania zobowiązań powstałych w związku z prowadzoną przez przedsiębiorstwo energetyczne działalnością w zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania i dystrybucji, obrotu paliwami lub energią oraz przyjmowane przez przedsiębiorstwo energetyczne do kalkulacji cen i stawek opłat ustalanych w taryfie w sposób ekonomicznie uzasadniony, z zachowaniem należytej staranności zmierzającej do ochrony interesów odbiorców; koszty uzasadnione nie są kosztami uzyskania przychodów w rozumieniu przepisów podatkowych,
22) finansowanie oświetlenia - finansowanie kosztów energii elektrycznej pobranej przez punkty świetlne oraz koszty ich budowy i utrzymania,
23) system gazowy albo elektroenergetyczny - sieci gazowe albo sieci elektroenergetyczne oraz przyłączone do nich urządzenia i instalacje, współpracujące z siecią,
23a) bilansowanie systemu - działalność gospodarczą wykonywaną przez operatora systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego w ramach świadczonych usług przesyłania lub dystrybucji, polegającą na równoważeniu zapotrzebowania na paliwa gazowe lub energię elektryczną z dostawami tych paliw lub energii;
23b) zarządzanie ograniczeniami systemowymi - działalność gospodarczą wykonywaną przez operatora systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego w ramach świadczonych usług przesyłania lub dystrybucji w celu zapewnienia bezpiecznego funkcjonowania systemu gazowego albo systemu elektroenergetycznego oraz zapewnienia, zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 9 ust. 1-4, wymaganych parametrów technicznych paliw gazowych lub energii elektrycznej w przypadku wystąpienia ograniczeń technicznych w przepustowości tych systemów;
24) operator systemu przesyłowego - przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem paliw gazowych lub energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie przesyłowym gazowym albo systemie przesyłowym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami gazowymi albo innymi systemami elektroenergetycznymi;
25) operator systemu dystrybucyjnego - przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją paliw gazowych lub energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie dystrybucyjnym gazowym albo systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci dystrybucyjnej, w tym połączeń z innymi systemami gazowymi albo innymi systemami elektroenergetycznymi;
26) operator systemu magazynowania - przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się magazynowaniem paliw gazowych, odpowiedzialne za eksploatację instalacji magazynowej;
27) operator systemu skraplania gazu ziemnego - przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się skraplaniem gazu ziemnego, sprowadzaniem, wyładunkiem lub regazyfikacją skroplonego gazu ziemnego, odpowiedzialne za eksploatację instalacji tego gazu;
28) operator systemu połączonego - przedsiębiorstwo energetyczne zarządzające systemami połączonymi gazowymi albo systemami połączonymi elektroenergetycznymi, w tym systemem przesyłowym i dystrybucyjnym, albo systemem przesyłowym, dystrybucyjnym, magazynowania lub skraplania gazu ziemnego;
29) sprzedawca z urzędu - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na obrót paliwami gazowymi lub energią elektryczną, świadczące usługi kompleksowe odbiorcom paliw gazowych lub energii elektrycznej w gospodarstwie domowym, niekorzystającym z prawa wyboru sprzedawcy;
30) usługa kompleksowa - usługę świadczoną na podstawie umowy zawierającej postanowienia umowy sprzedaży i umowy o świadczenie usługi przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii albo umowy sprzedaży, umowy o świadczenie usługi przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych i umowy o świadczenie usługi magazynowania paliw gazowych;
31) normalny układ pracy sieci - układ pracy sieci i przyłączonych źródeł wytwórczych, zapewniający najkorzystniejsze warunki techniczne i ekonomiczne transportu energii elektrycznej oraz spełnienie kryteriów niezawodności pracy sieci i jakości energii elektrycznej dostarczanej użytkownikom sieci;
32) subsydiowanie skrośne - pokrywanie kosztów jednego rodzaju wykonywanej działalności gospodarczej lub kosztów dotyczących jednej grupy odbiorców przychodami pochodzącymi z innego rodzaju wykonywanej działalności gospodarczej lub od innej grupy odbiorców;
33) kogeneracja – równoczesne wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej lub mechanicznej w trakcie tego samego procesu technologicznego;
34) ciepło użytkowe w kogeneracji – ciepło wytwarzane w kogeneracji, służące zaspokojeniu niezbędnego zapotrzebowania na ciepło lub chłód, które gdyby nie było wytworzone w kogeneracji, zostałoby pozyskane z innych źródeł;
35) jednostka kogeneracji – wyodrębniony zespół urządzeń, który może wytwarzać energię elektryczną w kogeneracji, opisany poprzez dane techniczne;
36) energia elektryczna z kogeneracji – energię elektryczną wytwarzaną w kogeneracji i obliczoną jako:
a) całkowitą roczną produkcję energii elektrycznej w jednostce kogeneracji w roku kalendarzowym, wytworzoną ze średnioroczną sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną lub mechaniczną i ciepło użytkowe w kogeneracji, co najmniej równą sprawności granicznej:
– 75% dla jednostki kogeneracji z urządzeniami typu: turbina parowa przeciwprężna, turbina gazowa z odzyskiem ciepła, silnik spalinowy, mikroturbina, silnik Stirlinga, ogniwo paliwowe, albo
– 80% dla jednostki kogeneracji z urządzeniami typu: układ gazowo-parowy z odzyskiem ciepła, turbina parowa upustowo-kondensacyjna, albo
b) iloczyn współczynnika i rocznej ilości ciepła użytkowego w kogeneracji wytworzonego ze średnioroczną sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną lub mechaniczną i ciepło użytkowe w kogeneracji niższą niż sprawności graniczne, o których mowa w lit. a; współczynnik ten jest obliczany na podstawie pomiarów parametrów technologicznych jednostki kogeneracji, dla danego przedziału czasowego, i określa stosunek energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji;
37) referencyjna wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego – sprawność wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej albo ciepła stosowana do obliczenia oszczędności energii pierwotnej uzyskanej w wyniku zastosowania kogeneracji zamiast wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej i ciepła;
38) wysokosprawna kogeneracja – wytwarzanie energii elektrycznej lub mechanicznej i ciepła użytkowego w kogeneracji, które zapewnia oszczędność energii pierwotnej zużywanej w:
a) jednostce kogeneracji w wysokości nie mniejszej niż 10% w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego lub
b) jednostce kogeneracji o mocy zainstalowanej elektrycznej poniżej 1 MW w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego;
39) standardowy profil zużycia – zbiór danych o przeciętnym zużyciu energii elektrycznej w poszczególnych godzinach doby przez grupę odbiorców końcowych:
a) nieposiadających urządzeń pomiarowo-rozli­czenio­wych umożliwiających rejestrację tych danych,
b) o zbliżonej charakterystyce poboru energii elektrycznej,
c) zlokalizowanych na obszarze działania danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;
40) bilansowanie handlowe – zgłaszanie operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego przez podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe do realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych przez użytkowników systemu i prowadzenie z nimi rozliczeń różnicy rzeczywistej ilości dostarczonej albo pobranej energii elektrycznej i wielkości określonych w tych umowach dla każdego okresu rozliczeniowego;
41) centralny mechanizm bilansowania handlowego – prowadzony przez operatora systemu przesyłowego, w ramach bilansowania systemu, mechanizm rozliczeń podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie handlowe, z tytułu niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej oraz pobranej przez użytkowników systemu, dla których te podmioty prowadzą bilansowanie handlowe;
42) podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe – osobę fizyczną lub prawną uczestniczącą w centralnym mechanizmie bilansowania handlowego na podstawie umowy z operatorem systemu przesyłowego, zajmującą się bilansowaniem handlowym użytkowników systemu;
43) jednostka wytwórcza - wyodrębniony zespół urządzeń należący do przedsiębiorstwa energetycznego, służący do wytwarzania energii i wyprowadzania mocy;
44) rynek organizowany przez podmiot prowadzący na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej rynek regulowany - obrót towarami giełdowymi organizowany na podstawie przepisów ustawy z dnia 29 lipca 2005 r. o obrocie instrumentami finansowymi (Dz. U. z 2010 r. Nr 211, poz. 1384 oraz z 2011 r. Nr 106, poz. 622 i Nr 131, poz. 763), odpowiednio, przez spółkę prowadzącą giełdę albo przez spółkę prowadzącą rynek pozagiełdowy.
.
Od 2005 roku ustawa przewiduje w art. 45 ust. 1 pkt 1) PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
in fine, że poza samymi kosztami sensu stricto przedsiębiorstwa ciepłownicze (jak i wszelkie inne energetyczne) uwzględniają w taryfie również zwrot z kapitału.

B. Temat szczególny: zwrot z kapitału
Pojęcie zwrotu z kapitału wprowadzone do art. 45 PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
w 2005 roku nie zostało początkowo dokładniej zdefiniowane. Jednak to pochodzące z nauk ekonomicznych pojęcie nie nasuwa zbyt dużych wątpliwości, jeśli zastosować wobec niego leksykalną definicję oraz dotychczasową praktykę URE (1).
(1) por. np. opracowanie Departamentu Taryf URE "Taryfy spółek dystrybucyjnych na rok 2005", Warszawa 2004, punkt 2.1.5. i następne
W uproszczeniu można stwierdzić, iż zwrot z kapitału oznacza zysk przedsiębiorstwa z tytułu zaangażowania kapitału w działalność. Nie można podważyć również podstawowej formuły ustalania zwrotu z kapitału, według której kwota zwrotu ustalana jest następująco:
kwota zwrotu = wartość majątku x stopa zwrotu

Wątpliwości interpretacyjne mogą się pojawiać jedynie w zakresie wyliczania wartości majątku zaangażowanego w działalność (które środki podlegają wynagrodzeniu a które nie?) oraz wysokości stopy zwrotu. Ponadto istotnym elementem w postępowaniach taryfowych jest stosowany przez URE, a pozbawiony konkretnej podstawy prawnej tzw. faktor "U". Przy pomocy tego faktora (o wartości od 0 do 1) URE de facto próbuje w sposób arbitralny ustalać kwotę zwrotu z kapitału na dowolnym poziomie.

Należy jednak pamiętać, że z prawnego punktu widzenia (i tylko taki będzie uwzględniany na wypadek odwołania i następnie skargi do Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów) istotne są nie praktyka URE, a obowiązujące prawo. I to na tle art. 45 ust. 1 pkt 1) PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
nakazuje uwzględniać w taryfie (pełny) zwrot z kapitału. Ograniczenia w tym zakresie pojawiają się jedynie przy stosowaniu ekonomicznej formuły wyliczania tego zwrotu (por. wyżej). Od 2006 roku istnieją również doprecyzowane zasady stosowania formuł ekonomicznych w rozporządzeniu taryfowym (2)
(2) Dz. U. 2006 nr 193 poz. 1423, poniżej określane "Rozporządzeniem"
. Reguły uwzględniania zwrotu z kapitału na mocy przepisów rozporządzenia przedstawione zostały szczegółowo poniżej.

1. Kapitał własny i kapitał obcy
Z reguły w przedsiębiorstwach mamy do czynienia z sytuację, w której nie tylko kapitał własny jest zaangażowany w działalność (wkład właściciela), ale i kapitał pochodzący ze źródeł zewnętrznych (np. kredyty). Rozporządzenie w § 25 ust. 1 wyjaśnia, iż również kapitał obcy podlega wynagrodzeniu. Dlatego należy stwierdzić, iż prawo dopuszcza zysk przedsiębiorstwa z kapitału obcego. Oczywiście stopa zwrotu z kapitału obcego musi uwzględniać koszt jego pozyskania, dlatego nie jest możliwe rozliczanie kosztów kapitału obcego w takiej samej wysokości, jak kapitału własnego. Przedsiębiorstwu należy się jednak z mocy prawa wynagrodzenie w postaci marży między kosztem kapitału a łączną stopą zwrotu. W związku z powyższym w przedstawionej formule stosowana jest nie dowolna stopa zwrotu, a średnioważona (tzw. WACC) zależna od stosunku kapitału obcego i kapitału własnego zaangażowanego w działalność.

2. Przesłanki uwzględnienia zwrotu z kapitału w taryfie
Niezależnie od tego, czy w danym wypadku chodzi o kapitał własny czy obcy, przedsiębiorstwo ma prawo i obowiązek (por. bezwzględne sformułowanie art. 45 ust. 1 PrEnerg
art. 45 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla paliw gazowych lub energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej, o którym mowa w art. 32 ust. 1; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:
1) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami gazowymi i energią oraz magazynowania, skraplania lub regazyfikacji paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
1a) pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie magazynowania paliw gazowych, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6%;
2) pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3) ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat.
1a. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty, które wynikają z nakładów ponoszonych na przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w latach 1993-1998, służące poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o którym mowa w art. 49 ust. 1.
1b. Przepisów ust. 1a nie stosuje się od dnia powstania obowiązku uiszczania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
1c. W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, o których mowa w ust. 1 pkt 1, uwzględnia się koszty pobierania opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
2. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć i usług zmierzających do zmniejszenia zużycia paliw i energii u odbiorców, stanowiących ekonomiczne uzasadnienie uniknięcia budowy nowych źródeł energii i sieci.
3. Taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła mogą uwzględniać koszty współfinansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne przedsięwzięć związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii.
4. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.
5. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa URE.
6. Taryfy dla energii elektrycznej powinny uwzględniać, w odniesieniu do odbiorców, skutki wprowadzenia opłaty przejściowej, o której mowa w ustawie wymienionej w art. 9a ust. 8e.
) uwzględnić zwrot z kapitału gdy i o ile:
- przedsiębiorstwo inwestuje kapitał,
- kapitał ten służy do finansowania majątku zaangażowanego w działalność ciepłowniczą,
- zwrot kalkulowany jest w odpowiedniej wysokości.

O ile ustalenie faktu zainwestowania kapitału i powiązania go z działalnością ciepłowniczą jest możliwe według obiektywnych kryteriów, tak doprecyzowania wymaga przesłanka odpowiedniej wysokości zwrotu z kapitału. Kryteria ustalenia tej wysokości określa rozporządzenie.

3. Odpowiednia wysokość zwrotu z kapitału


lektura rozporządzenia


informacja prawna  |  regulamin  |  korzystanie z treści wyłącznie w oparciu o licencję openlaw.pl ©
Strona zosta�a wygenerowana w 0.1793 sekund