Obowiązki sprawozdawcze w zakresie gospodarki paliwowo-energetycznej.

ROZPORZĄDZENIE
MINISTRA GOSPODARKI
z dnia 23 marca 1998 r.
w sprawie obowiązków sprawozdawczych w zakresie gospodarki paliwowo-energetycznej.

Na podstawie art. 32 ustawy z dnia 29 czerwca 1995 r. o statystyce publicznej (Dz. U. Nr 88, poz. 439, z 1996 r. Nr 156, poz. 775 oraz z 1997 r. Nr 88, poz. 554 i Nr 121, poz. 769) zarządza się, co następuje:
§  1.
1.
Wprowadza się obowiązek przekazywania danych statystycznych w zakresie gospodarki paliwowo-energetycznej na formularzach oznaczonych symbolami:
1)
G-09.1 - sprawozdanie o obrocie węglem kamiennym,
2)
G-09.2 - sprawozdanie o mechanicznej przeróbce węgla,
3)
G-10.1 - sprawozdanie o działalności podstawowej elektrowni cieplnej zawodowej,
4)
G-10.1(w) - sprawozdanie o działalności podstawowej elektrowni wodnej wydzielonej,
5)
G-10.2 - sprawozdanie o działalności eksploatacyjnej elektrowni cieplnej zawodowej,
6)
G-10.3 - sprawozdanie o mocy i energii elektrycznej elektrowni przemysłowej,
7)
G-10.4 - sprawozdanie o działalności podstawowej przedsiębiorstwa dystrybucyjnego,
8)
G-10.4(PSE) - sprawozdanie z działalności przesyłowej energii elektrycznej,
9)
G-10.5 - sprawozdanie o stanie urządzeń elektrycznych i kosztach według napięć,
10)
G-10.3 a - sprawozdanie o kosztach według napięć,
11)
G-10.6 - sprawozdanie o mocy i produkcji elektrowni wodnych i źródeł odnawialnych,
12)
G-10.7 - sprawozdanie o przepływie energii elektrycznej (według napięć) w sieci przedsiębiorstw dystrybucyjnych,
13)
G-10.7(PSE) - sprawozdanie o przepływie energii elektrycznej (według napięć) w sieci Polskich Sieci Elektroenergetycznych, Spółka Akcyjna (PSE SA),
14)
G-10.8 - sprawozdanie o sprzedaży i zużyciu energii elektrycznej według jednostek podziału administracyjnego,
15)
G-10.9 - sprawozdanie o działalności ciepłowni i dystrybutorów ciepła,
16)
G-11 - sprawozdanie z poboru mocy i energii elektrycznej.
2.
Formularze sprawozdań, o których mowa w ust. 1, stanowią odpowiednio załączniki nr 1-16 do rozporządzenia.
§  2.
Obowiązek, o którym mowa w § 1, dotyczy osób prawnych, jednostek organizacyjnych nie mających osobowości prawnej i ich samodzielnie bilansujących części składowych (zakładów, oddziałów) oraz osób fizycznych prowadzących działalność zaklasyfikowaną według Europejskiej Klasyfikacji Działalności do określonych grupowań, niezależnie od tego, czy jest to działalność podstawowa, czy drugorzędna. Obowiązek ten obejmuje:
1)
w zakresie określonym w sprawozdaniach G-09.1 i G-09.2 - podmioty, których działalność została zaklasyfikowana według Europejskiej Klasyfikacji Działalności do sekcji C górnictwo i kopalnictwo (grupa 10.1),
2)
w zakresie określonym w sprawozdaniu G-10.3 - podmioty, których działalność została zaklasyfikowana według Europejskiej Klasyfikacji Działalności do sekcji D działalność produkcyjna (działy 15-36), a także jednostki zaklasyfikowane do innych sekcji, w przypadku gdy wytwarzają energię elektryczną,
3)
w zakresie określonym w sprawozdaniach G-10.1, G-10.1 (w), G-10.2, G-10.4, G-10.4 (PSE), G-10.5, G-10.3 a, G-10.6, G-10.7, G-10.7 (PSE), G-10.8 - podmioty, których działalność została zaklasyfikowana według Europejskiej Klasyfikacji Działalności do sekcji E zaopatrywanie w energię elektryczną, gaz i wodę (grupa 40.1), w przypadku:
-
wytwarzania energii elektrycznej sprawozdania G.10.1 i G-10.2, które sporządzają poszczególne elektrownie cieplne lub elektrociepłownie, czyli wydzielone technicznie i terytorialnie obiekty będące samodzielnymi przedsiębiorstwami lub wchodzące w skład zespołów elektrociepłowni, sprawozdanie G.10.1(w) i G-10.6 - elektrownie i zespoły elektrowni wodnych wydzielonych;
-
dystrybucji energii elektrycznej sprawozdania G-10.4, G-10.5, G-10.3 a, G-10.7, G-10.8 łącznie dla wszystkich zależnych, powołanych przez przedsiębiorstwo spółek działających na rzecz dystrybucji energii elektrycznej, oraz G-10.6;
-
przesyłu energii elektrycznej sprawozdania G-10.4 (PSE), G-10.5, G-10.3 a, G-10.7 (PSE),
4)
w zakresie określonym w sprawozdaniu G-10.9 - podmioty, których działalność została zaklasyfikowana według Europejskiej Klasyfikacji Działalności do sekcji E zaopatrywanie w energię elektryczną, gaz i wodę (grupa 40.3), u których roczna sprzedaż ciepła w skali roku wyniesie 100 TJ i więcej,
5)
w zakresie określonym w sprawozdaniu G-11 - podmioty zakwalifikowane według Europejskiej Klasyfikacji Działalności do działalności w zakresie rolnictwa, łowiectwa i leśnictwa (działy 01-02), rybołówstwa i rybactwa (dział 05), górnictwa i kopalnictwa (działy 10-14), działalności produkcyjnej (działy 15-37), zaopatrywania w energię elektryczną, gaz i wodę (działy 40-41), budownictwa (dział 45), handlu hurtowego i detalicznego (klasy 50.50, 51.51, 52.48), hoteli i restauracji (dział 55), transportu, gospodarki magazynowej i łączności (działy 60-64), edukacji (dział 80), ochrony zdrowia i opieki socjalnej (dział 85), pozostałej działalności usługowej, komunalnej, socjalnej i indywidualnej (dział 90).
§  3.
Podmioty zobowiązane do sporządzania sprawozdań przesyłają je do:
A)
Państwowej Agencji Restrukturyzacji Górnictwa Węgla Kamiennego S.A. w Katowicach w terminie:
a)
sprawozdanie G-09.1 - do 20 dnia każdego miesiąca,
b)
sprawozdanie G-09.2 - do 6 dnia roboczego każdego miesiąca;
B)
Agencji Rynku Energii S.A. w Warszawie w terminie:
1)
sprawozdanie miesięczne:
a)
G-10.1 - do 20 dnia po miesiącach styczeń - listopad oraz do dnia 5 lutego za miesiąc grudzień,
b)
G-10.1(w) - do 20 dnia po miesiącach styczeń - listopad oraz do dnia 5 lutego za miesiąc grudzień,
c)
G-10.4 - do 20 dnia po miesiącach styczeń - listopad oraz do dnia 5 lutego za miesiąc grudzień i do dnia 20 lutego z danymi za cały rok,
d)
G-10.4(PSE) - do 20 dnia po miesiącach styczeń - listopad oraz do dnia 5 lutego za miesiąc grudzień i do dnia 20 lutego z danymi za cały rok;
2)
sprawozdania kwartalne:
a)
G-10.3 - do 8 dnia miesiąca po każdym kwartale,
b)
G-10.3 a - do 20 dnia miesiąca po każdym kwartale,
c)
G-10.9 - do 20 dnia miesiąca po każdym kwartale;
3)
sprawozdania półroczne:
a)
G-10.7 - do dnia 20 lipca za I półrocze oraz do dnia 20 stycznia za rok,
b)
G-10.7 (PSE) - do dnia 20 lipca za I półrocze oraz do dnia 20 stycznia za rok,
c)
G-11 - do dnia 20 lipca za I półrocze oraz do dnia 20 stycznia za rok,
4)
sprawozdania roczne:
a)
G-10.2 - do dnia 20 lutego,
b)
G-10.5 - do dnia 20 lutego,
c)
G-10.6 - do dnia 20 stycznia,
d)
G-10.8 - do dnia 20 lutego.
§  4.
Traci moc zarządzenie Ministra Przemysłu i Handlu z dnia 25 listopada 1996 r. w sprawie obowiązków sprawozdawczych w zakresie gospodarki paliwowo-energetycznej (Monitor Polski Nr 82, poz. 723).
§  5.
Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie 7 dni od dnia ogłoszenia.

ZAŁĄCZNIKI

ZAŁĄCZNIK Nr  1

G-09.1

Sprawozdanie o obrocie węglem kamiennym za okres od początku roku do końca miesiąca ..... 199 ... r.

(pominięty)

OBJAŚNIENIA do formularza G-09.1

Dział 1. Bilans

Wiersz 01 - podać faktyczny tonaż wydobytego węgla handlowego.

Wiersz 02 - podać zużycie własne na cele technologiczne.

Wiersz 03 - podać tonaż deputatów pracowniczych wydanych w naturze.

Wiersz 06 - podać tonaż ubytków naturalnych udokumentowanych i zatwierdzonych zgodnie z obowiązującymi przepisami.

Wiersz 07 - podać tonaż zmniejszający zapasy na skutek strat nadzwyczajnych oraz wszelkich przeksięgowań.

Wiersz 10 - podać tonaż węgla sprzedanego bezpośrednio do elektrowni, elektrociepłowni, ciepłowni zawodowych i innych jednostek według załączonego wykazu odbiorców węgla.

Dział 2. Sprzedaż (ilość, cena, wartość)

Dla wyszczególnionych pozycji w "boczku" tablicy należy wykazać odpowiednio w trzech kolejnych wierszach:

- ilość w tonach,

- cenę w złotych na tonę,

- wartość w tysiącach złotych.

Dział 3. Jakość sprzedanego węgla

Dla wyszczególnionych w tablicy pozycji (Q, A, S, W) należy wykazać odpowiednio:

- dla węgla energetycznego (kol. 2-6):

- wartość opałową kJ/kg Qir,

- zawartość popiołu % Arf,

- zawartość siarki % Str,

- wilgotność % Wtr,

- dla węgla koksowego (kol. 7-13):

- wartość opałową kJ/kg Qir,

- zawartość popiołu % Ad,

- zawartość siarki % Sd,

- wilgotność % Wtr.

Lp. Odbiorca węgla
1 Ec. Będzin SA
2 Ec. Chorzów SA
3 El. Łaziska
4 C. Tychy
5 Zespół EC Bytom SA
El. Miechowice
Ec. Szombierki
6 Ec. Zabrze SA
7 Energetyka Cieszyńska Sp. z o.o.
8 El. Halemba
9 El. Łagisza
10 Ec. Skawina
11 Zespół El. Jaworzno
El. Jaworzno I
El. Jaworzno II
El. Jaworzno III
12 El. Rybnik
13 Ec. Bielsko-Biała SA
Bielsko B. Leszczyny
Bielsko Płn. Komorowice
14 El. Blachownia
15 El. Siersza
16 Ec. Kraków SA
17 C. Częstochowa
18 Zespół El. Opole SA
El. Opole SA
El. Opole SA w rozruchu
19 C. Katowice
20 Spółka Jastrzębie SA
Ec. Moszczenica
Ec. Zofiówka
21 Andropol Sp. z o.o. (Andrychów)
22 Energo-Zach Sp. z o.o. (Chorzów)
23 ZEC Warszawskie SA
Ec. Żerań
Ec. Siekierki
Ec. Powiśle
Ec. Pruszków
Kawęczyn
24 Zespół EC w Łodzi SA
Ec. Łódź I
Ec. Łódź II
Ec. Łódź III
Ec. Łódź IV
25 Zespół El. Ostrołęka
Ec. Ostrołęka A
Ec. Ostrołęka B
26 Ec. Białystok SA
27 Ec. Zduńska Wola Sp. z oo
28 El. Kozienice
29 El. Stalowa Wola
30 C. Lublin Wrotków
31 El. Połaniec
32 C. Rzeszów-Załęże
33 C. Radom
34 C. Zamość Szopinek
35 C. Kielce
36 Ec. "PZL Mielec" Sp. z oo
37 Ec. "GIGA" Sp. z oo (Świdnik)
38 Zespół Ec. Wrocław SA
Ec. Czachnica
Ec. Wrocław
39 Zespół El. Dolna Odra
El. Pomorzany
Ec. Szczecin
El. Dolna Odra
40 Ec. Gorzów SA
41 Zespół Ec. Poznańskich SA
Poznań-Garbary
Ec. Poznań-Karolin
42 Ec. Kalisz
43 Ec. Zielona Góra
44 Ec. "Victoria" Sp. z oo
45 Zespół EC Wybrzeże SA
Ec. Gdańsk I
Ec. Gdańsk II
Ec. Gdynia II
Ec. Gdynia III
46 Zespół EC Bydgoszcz SA
Ec. Bydgoszcz I
Ec. bydgoszcz II
Ec. Bydgoszcz III
47 Ec. Energotor Toruń
48 Ec. Toruń SA
49 Ec. Elbląg
50 C. Grudziądz
51 C. Siemianowice
52 Carbo-energia
53 ZEC SA Katowice
54 PEC Gliwice
55 Megawat Sp. z o.o.
56 Nadwiślańska Sp. Enetg. Sp. z o.o.

ZAŁĄCZNIK Nr  2

G-09.2

Sprawozdanie o mechanicznej przeróbce węgla za miesiąc ............. 199 ... r.

(pominięty)

OBJAŚNIENIA do formularza G-09.2

Sprawozdanie G-09.2 sporządza się odrębnie dla zakładów przeróbczych poszczególnych ruchów oraz łącznie dla kopalni.

Dział 1. Jakość węgla w pokładach

Wypełnia się na podstawie danych udziału pokładów w wydobyciu oraz wyników analiz prób bruzdowych wykonywanych w laboratorium.

Rubryka 2 - podaje się według normy na podstawie aktualnych analiz GIG.

Rubryka 3 - podaje się stosunek do wydobycia netto kopalni.

Rubryki 3-5 - podaje się średnią arytmetyczną ze wszystkich analiz prób pobranych w tym pokładzie; pod wierszem 12 podaje się średnią arytmetyczną dla całości wydobycia kopalni.

Dział 2. Produkcja

Wiersz 01 - podaje się sumę wydobycia netto powiększoną o odpady z zakładu przeróbczego.

Wiersz 02 - suma pozycji 03-05 oraz udział w produkcji brutto.

Wiersz 03-05 - podaje się ilość odpadów z płuczki, z sortowni i flotacyjnych oraz ich udział w produkcji brutto.

Wiersz 06 - podaje się wydobycie węgla z uwzględnieniem zbytu węgla i ruchu zwałów oraz zużycia własnego.

Wiersz 07 - podaje się ilość koncentratów uzyskanych ze wzbogacalników oraz ich udział w produkcji netto kopalni.

Wiersz 08 - podaje się ilość koncentratów uzyskanych z ręcznego wzbogacania oraz ich udział w produkcji netto.

Wiersze 09 i 10 - podaje się produkcję przerostu, mułów z filtrów i osadników oraz ich udział w produkcji netto.

Dział 3. Charakterystyka nadawy

Wiersze 1-12 - podaje się uziarnienie, zawartość popiołu i odpadów w nadawie na podstawie analiz z prób pobieranych w poszczególnych węzłach technologicznych.

Dział 4. Wskaźniki eksploatacyjne zakładu przeróbczego

Wiersze 1-3 - podaje się jako średni czas, obliczony z dokładnością do 1 godziny, wynikający z podzielenia miesięcznej ilości przepracowanych godzin przez ilość dni zredukowanych.

Wiersz 4 - podaje się w kilogramach na tonę produkcji netto.

Wiersz 5 - podaje się w kilogramach na tonę nadawy do płuczki zawiesinowej.

Wiersz 6 - podaje się w metrach sześciennych na tonę nadawy do wzbogacania.

Wiersz 7 - podaje się w kilogramach na miesiąc w przeliczeniu na flokulant 100-procentowy.

Wiersze 8-11 - podaje się ilość pracowników zatrudnionych w zakładzie przeróbczym niezależnie od tego, w jakich jednostkach organizacyjnych kopalni są oni ewidencjonowani.

Wiersz 12 - koszt przeróbki mechanicznej w miesiącu poprzedzającym miesiąc sprawozdawczy - podaje się rzeczywiste nakłady ruchowe (bez kosztu wydobycia węgla oraz ekspedycji) w przeliczeniu na jedną tonę produkcji netto.

Dział 5. Produkcja węgla według typów i sortymentów z uwzględnieniem parametrów jakościowych

Wypełnia się na podstawie sprawozdania z produkcji i obrotu paliw stałych sporządzonego przez dział ekspedycji kopalni według analiz technicznych i chemicznych oraz książek kontroli jakości węgla. Produkcję według typów i sortymentów należy podawać w następującej kolejności:

a) sortymenty produkowane stale,

b) sortymenty zdeklasowane, produkowane okresowo oraz awaryjne,

c) węgiel energetyczny niesortowany.

W rubrykach 1 i 2 należy wykazać dane według obowiązujących norm PN-82/G-97001 i PN-82/G-97002.

Rubryka 4 - podaje się skrót oznaczający sposób wzbogacania:

r - ręcznie,

cc - w cieczach ciężkich,

oz - w osadzarkach ziarnowych,

om - w osadzarkach miałowych,

hz - w płuczkach hydraulicznych ziarnowych,

hc - w hydrocyklonach,

s - w separatorach spiralnych,

f - w flotownikach.

Rubryka 5 - podaje się procentowy udział sortymentów przyjmując produkcję netto kopalni za 100%.

Rubryka 6 - podaje się produkcję danego sortymentu węgla energetycznego.

Rubryka 7 - podaje się produkcję danego sortymentu węgla gazowo-koksowego przeznaczonego na cele chemicznej przeróbki węgla.

Rubryka 8 - podaje się w procentach średnią arytmetyczną ze wszystkich wyników analiz danego sortymentu oraz ogółem dla całości produkcji. Dla węgla gazowo-koksowego podaje się również zawartość siarki w stanie suchym.

Rubryki 9-15 - podaje się jako średnią ważoną otrzymaną ze wszystkich analiz prób pobranych w ciągu miesiąca sprawozdawczego z danego sortymentu, wykonanych przez laboratorium kopalni, elektrowni i WĘGLOKOKS S.A. Zawartość popiołu w węglu energetycznym podaje się w stanie roboczym, w węglu gazowo-koksowym również w stanie suchym. Wyniki oznaczeń popiołu, wilgoci i siarki podaje się z dokładnością do 0,1%, a oznaczenie części lotnych, spiekalności i wartości opałowej z dokładnością do pełnych jednostek.

Dział 6. Węgiel eksportowy

Rubryka 3 - podaje się ilość węgla załadowanego i wyekspediowanego z kopalni.

Rubryka 4-9 - podaje się średniomiesięczne parametry jakościowe stanowiące wyniki prób kopalni i eksportera.

Rubryka 10 - podaje się kraj importera.

Dział 7. Wskaźniki jakości produkcji

Wiersz 1 - podaje się średnie ważone z danych wierszy 2 i 5.

Wiersz 2 - podaje się jako średnią ważoną z wierszy 3 i 4.

Wiersze 3 i 4 - podaje się jako średnią ważoną z parametrów poszczególnych sortymentów węgla energetycznego razem z węglem gazowo-koksowym zdeklasowanym.

Wiersz 5 - podaje się w stanie suchym (Ad) i roboczym (Ar), wartość opałową w stanie roboczym.

ZAŁĄCZNIK Nr  3

G-10.1

Sprawozdanie o działalności podstawowej elektrowni cieplnej zawodowej za miesiąc ...... 199 ..... r.

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.1

Dział 1. Zmiany mocy elektrycznej

Dane o mocy elektrycznej i cieplnej należy wykazywać wg stanu na początek i na koniec miesiąca sprawozdawczego. Jeżeli w miesiącu sprawozdawczym nastąpiła zmiana mocy elektrycznej zainstalowanej lub osiągalnej albo osiągalnej mocy cieplnej, należy podać dodatkowo następujące dane:

w wierszu 2 - datę, od której nastąpiła zmiana w przypadku wejścia do eksploatacji urządzeń nowych, datę zmiany stanowi data wejścia urządzenia do eksploatacji,

w wierszu 3 - przyczynę zmiany wg poniżej podanych symboli:

I - działalność inwestycyjna, obejmuje instalowanie nowych urządzeń wytwórczych (turbozespołów, kotłów ciepłowniczych itp.), które powodują zwiększenie produkcji energii elektrycznej lub cieplnej,

M - modernizacja, dotyczy przebudowy istniejących urządzeń wytwórczych, w wyniku której następuje zmiana osiągalnej mocy elektrycznej lub osiągalnej mocy cieplnej,

L - likwidacja urządzeń wytwórczych,

K - korekta, dotyczy zmiany mocy elektrycznej lub cieplnej w związku z przebudową urządzeń pomocniczych lub zużycia się urządzeń podstawowych oraz w przypadku okresowego obniżenia mocy, nie dającego się usunąć w okresie 12 miesięcy,

w wierszu 4 - jeśli wzrosła lub zmniejszyła się moc elektrowni, to przyrost mocy opatrzyć znakiem (+), zmniejszenie mocy znakiem (-).

Dział 2. Moc i produkcja energii elektrycznej i ciepła

Moc dyspozycyjną (wiersze 01 do 02) należy podawać zgodnie z zasadami liczenia jako moc średnią z dni roboczych miesiąca. Dni robocze określa Krajowa Dyspozycja Mocy. Moc dyspozycyjna szczytowa jest określona w momencie szczytowego obciążenia systemu elektroenergetycznego.

Moc dyspozycyjna strefowa netto jest średnią z godzin trwania szczytu wieczornego i rannego bez mocy zużytej na potrzeby elektrowni.

Szczegółowe zasady liczenia mocy strefowej netto podane są w "Zasadach hurtowego obrotu energią elektryczną w krajowym systemie elektroenergetycznym". Moc dyspozycyjną strefową netto podają te elektrownie, które w rozliczeniu z PSE SA lub przedsiębiorstwem dystrybucyjnym mają ceny dwuczłonowe, odrębne opłaty za moc i energię elektryczną.

Produkcja energii elektrycznej brutto (wiersz 03) jest to energia elektryczna wytworzona przez wszystkie generatory i pomierzona na zaciskach tych generatorów.

Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu (wiersz 04) jest to energia elektryczna wytworzona na strumieniu pary, pobranej z upustów i wylotów turbin parowych i wprowadzonej do parowej sieci ciepłowniczej oraz zużytej do podgrzewania wody sieciowej w wymiennikach ciepłowniczych.

Dla obiektów wyposażonych wyłącznie w turbozespoły przeciwprężne i upustowo-przeciwprężne jest to całkowita produkcja generatorów napędzanych przez te turbiny.

Dla elektrowni wyposażonych w turbozespoły upustowo-kondensacyjne produkcję energii elektrycznej należy wyliczyć z wzoru podanego w PN-93/M35500.

Zużycie na potrzeby elektrowni składa się z:

- zużycia na potrzeby energetyczne produkcji energii elektrycznej i ciepła,

- zużycia na inne cele.

Zużycie na potrzeby energetyczne jest to zużycie przez urządzenia pomocnicze elektrowni w procesie wytwarzania energii elektrycznej i ciepła.

Wykaz urządzeń pomocniczych obciążających proces wytwarzania energii elektrycznej lub ciepła oraz urządzeń pomocniczych wspólnych podaje Polska Norma PN-93/M-35500.

Podziału zużycia własnego na produkcję energii elektrycznej i ciepła dla wspólnych urządzeń pomocniczych dokonuje się w sposób umowny. Klucz podziału określa Polska Norma PN-93/M-35500.

Do zużycia własnego na produkcję energii elektrycznej (czyli zużycia na potrzeby energetyczne produkcji energii elektrycznej) zalicza się również straty w transformatorach blokowych, łączących generatory z siecią przesyłową lub dystrybucyjną.

Zużycie na inne cele (wiersz 07) obejmuje energię elektryczną, która została zużyta w elektrowni na potrzeby inne niż energetyczne, np. dodatkowa produkcja przemysłowa.

Zużycie na potrzeby elektrowni dotyczy wyłącznie zużycia z własnej produkcji.

Energia sprzedana obejmuje ilość energii elektrycznej sprzedanej do PSE SA, przedsiębiorstw dystrybucyjnych oraz bezpośrednim odbiorcom. Wielkość podana w tym wierszu powinna być równa sumie wierszy 03, 04, 05, 12, 13, 15, 16, rubryka 1, dział 5.

Przez produkcję energii cieplnej (wiersz 09) rozumie się ilość energii cieplnej, wytworzonej w elektrowni lub elektrociepłowni i przeznaczonej dla odbiorców na cele technologiczne i grzewcze. Produkcja ciepła w kotłach ciepłowniczych jest to ciepło przejęte przez parę i wodę w kotłach, pomniejszone o zużycie własne, jak np. napędy parowe urządzeń pomocniczych, rozmrażanie lub podgrzewanie paliwa oraz pomniejszone o straty ciepła w rurociągach i wymiennikach na obszarze ciepłowni, aż do punktu rozliczania się z odbiorcą energii cieplnej.

Produkcję energii cieplnej można również określać na podstawie pomierzonej ilości energii wysyłanej na zewnątrz.

Wzory obliczeniowe dla określenia ilości ciepła wysłanego na zewnątrz podaje PN-93/M-35500.

W elektrowniach i elektrociepłowniach ciepło może być wytwarzane w skojarzeniu lub bez skojarzenia.

Produkcja ciepła w skojarzeniu (wiersz 10) jest to ciepło oddane na zewnątrz z upustów i wylotów turbin parowych.

Do produkcji energii cieplnej należy zaliczać również ciepło zużyte przez jednostkę na cele przemysłowe, nie związane z produkcją energii elektrycznej i cieplnej oraz na ogrzewanie pomieszczeń nieprodukcyjnych, tj. biur lub pomieszczeń socjalnych.

Przez sprzedaż ciepła rozumie się tę ilość ciepła, na którą jednostka wystawiła odbiorcy fakturę VAT. Za odbiorców uznaje się również jednostki dystrybucyjne zajmujące się pośrednictwem w dostawie ciepła.

Dział 3. Rozliczenie zużycia paliw

Energia chemiczna ze wszystkich paliw (wiersz 01) jest sumą zużycia energii chemicznej paliwa podstawowego oraz paliw pomocniczych, tj. węgla, oleju opałowego, ewentualnie innych paliw płynnych, czy gazowych.

W przypadku produkcji energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu zużycie energii chemicznej ze wszystkich paliw powinno zostać podzielone pomiędzy obie formy energii. Dla wyliczenia wskaźników techniczno-ekonomicznych należy stosować "fizyczną metodę podziału". Metodę tę szczegółowo opisuje Polska Norma PN-93/M-35500. Dla dokonania podziału kosztów zmiennych na koszty wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej dopuszcza się natomiast podział paliwa metodą "elektrowni równoważnej".

Punktem wyjścia dla podziału kosztów w gospodarce skojarzonej metodą "elektrowni równoważnej" jest ustalenie ilości energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu.

Istotą metody "elektrowni równoważnej" jest przyjęcie założenia, że sprawność wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu równa się sprawności elektrowni kondensacyjnej.

Przyjmuje się, że sprawność ta nie może być niższa niż 37.1% (0.371), tj. na poziomie najlepszej elektrowni kondensacyjnej.

Jeżeli mamy określoną ilość energii elektrycznej w skojarzeniu, należy ją przeliczyć na energię chemiczną paliwa wg założonej sprawności.

Wzór obliczeniowy:

3.6 x Abq

Qrbeq = ------------- x 102

ηer

gdzie:

Qrbeq [GJ] - energia chemiczna paliw na produkcję energii elektrycznej,

Abq [MWh] - produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu,

ηer [%] - sprawność elektrowni równoważnej,

1 MWh = 3.6 GJ.

Jeżeli energia elektryczna jest wytwarzana także w kondensacji, to ilość zużytej energii chemicznej w tym procesie należy wyliczyć z faktycznej sprawności ustalonej wg metody fizycznej podziału omówionej w ww. PN.

Zużycie energii chemicznej ogółem w elektrowni na produkcję energii elektrycznej jest sumą zużycia w procesie kondensacyjnym oraz zużycia w skojarzeniu wyliczonego metodą fizyczną (wykazanego w wierszu 02) lub metodą elektrowni równoważnej (wykazanego w wierszu 06).

Różnica pomiędzy całkowitym zużyciem elektrowni a zużyciem na produkcję energii elektrycznej będzie stanowić zużycie na produkcję ciepła.

Wskaźnik zużycia paliwa na produkcję energii elektrycznej (wiersz 09) oblicza się wg wzoru:

QEB

be = ------- x 100

Eb

gdzie:

be [kJ/kWh] - wskaźnik zużycia paliw na produkcję energii elektrycznej brutto,

QEB [GJ] - energia chemiczna ze wszystkich paliw zużyta na produkcję energii elektrycznej, wyliczona metodą fizyczną,

Eb [MWh] - produkcja energii elektrycznej brutto.

Wskaźnik należy obliczać z dokładnością do 10 kJ, tzn. jeżeli z wzoru otrzymujemy wielkości np. 10.258 kJ/kWh, wskaźnik wynosi 10.260 kJ/kWh (ostatnia cyfra musi być zerem).

Wskaźnik zużycia paliwa na produkcję ciepła (wiersz 11) oblicza się następująco:

QCB

bc = ľľľľľ x 100

Qcn

gdzie:

bc [MJ/[GJ] - wskaźnik zużycia paliwa na produkcję ciepła,

QcB [GJ] - energia chemiczna ze wszystkich paliw zużyta na produkcję energii cieplnej, wyliczona metodą fizyczną,

Qcn [GJ] - produkcja ciepła.

Wskaźnik zużycia paliwa na ciepło należy obliczać z dokładnością do 1 MJ/GJ.

Dział 4. Paliwo podstawowe

Jednostki wykorzystujące jako paliwo podstawowe dwa rodzaje nośników energii podają dane dla obydwu, np.: węgla kamiennego i gazu wysokometanowego.

Zużycie paliwa w elektrowni (wiersz 01) należy określać metodą bezpośredniego pomiaru objętości (ilości) paliwa doprowadzonego do kotłów.

Zużycie na energię elektryczną (wiersze 02, 03) wynika z podziału paliwa podstawowego na dwa strumienie: energię elektryczną i energię cieplną.

Jeżeli w dziale 3 podano podział energii chemicznej na produkcję energii elektrycznej i ciepła metodą elektrowni równoważnej przyjmuje się, że podział paliwa podstawowego powinien być wykazywany również dwiema metodami wg zasad podanych w dziale 3.

Energia chemiczna paliwa podstawowego (wiersz 04) wynika z iloczynu ilości zużytego paliwa i średniej wartości opałowej.

Średnia wartość opałowa, zawartość siarki i popiołu dla paliwa dostarczonego (wiersze 08-10 oraz 14-16), powinny być uzgodnione z dostawcą.

Wartość paliwa (wiersze 12 i 18) powinna wynikać z ilości paliwa dostarczonego i ceny wynikającej ze średniej wartości opałowej oraz innych parametrów wpływających na cenę. Do wartości paliwa zakupionego nie należy doliczać kosztów zakupu.

Dział 5. Sprzedaż mocy i energii elektrycznej

Sprzedaż energii elektrycznej (i mocy) może odbywać się:

- na rynku systemowym (wiersze 01-05),

- na rynku lokalnym (wiersze 10-16).

Podział ten jest obecnie podyktowany parametrami sieci, do której przekazywana jest energia.

Jeżeli jest ona dostarczana do sieci przesyłowej o napięciu 220 kV i wyższym, sprzedaż odbywa się na rynku systemowym.

Jeżeli wytwórca dostarcza energię do sieci o napięciach 110 kV i niższych, sprzedaż energii (i mocy) traktuje się jako sprzedaż na rynku lokalnym. Może ona odbywać się za pośrednictwem PSE SA lub bez pośrednictwa PSE SA do spółek dystrybucyjnych w ramach indywidualnych umów lub bezpośrednio do odbiorców finalnych.

Elektrownie sprzedają również do PSE SA usługi systemowe (wiersze 06 do 09) przypisane do mocy lub energii elektrycznej (podział usług systemowych musi być zgodny z "Zasadami hurtowego obrotu energią elektryczną").

Wytwórcy zawierają z PSE SA kontrakty wieloletnie na dostawę mocy i energii elektrycznej. Sprzedaż nie objęta kontraktami wieloletnimi jest traktowana jako sprzedaż na rynku giełdowym.

Sprzedaż mocy dyspozycyjnej wg kontraktów długoterminowych obejmuje moc urządzeń (bloków, części elektrowni), dla których zawarto z PSE SA kontrakt długoterminowy.

Wiersze 03-05 dotyczą ilości energii elektrycznej przekazywanej do sieci PSE SA. Należy w nich podać dane dotyczące energii elektrycznej wprowadzonej do sieci PSE SA. Jeżeli stacja elektryczna przy elektrowni systemowej jest w całości własnością PSE SA (łącznie z rozdzielnią 110 kV) to należy wykazać energię wpływającą z transformatorów blokowych na napięcie 400, 220 i 110 kV. W pozostałych przypadkach będzie to energia wprowadzona na napięcie 400 i 220 kV.

W wierszach 12 i 13 należy podać energię elektryczną wprowadzoną z elektrowni do sieci spółki dystrybucyjnej, ale rozliczaną przez PSE SA. Jeżeli rozdzielnia 110 kV jest własnością elektrowni, przyjmuje się umownie, że granicą elektrowni jest transformator blokowy po stronie wyższego napięcia.

Sprzedaż energii bezpośrednio odbiorcom (wiersz 16) obejmuje energię elektryczną rozliczaną bezpośrednio przez elektrownię z odbiorcą finalnym z użyciem faktury VAT.

Wielkości wykazane w wierszach 18-21 powinny być zaliczone do pozycji 01-04 lub 10-13; rubryka 2 - w zależności od rodzaju kontraktu, cen i rodzaju rynku. Jeżeli jednostka sprzedaje swoją produkcję według cen dwuskładnikowych, wielkości z wierszy 18-21 powinny być zaliczone do przychodów za moc (w. 01 lub 02 albo 10 lub 11), jeśli sprzedaje według cen jednoskładnikowych, wielkości te powinny być zaliczone do przychodów za energię. Jeżeli jednostka sprzedaje swoją produkcję na obu rodzajach rynków, omawiane wielkości należy zaliczyć do przychodów osiąganych na rynku systemowym.

Dział 6. Rachunek zysków / strat na energii elektrycznej i cieplnej, w zł

Przy ustalaniu przychodów i kosztów obowiązują ogólne zasady rachunkowości, w tym zasada realizacji (memoriałowa) i współmierności. W myśl zasady memoriałowej przychody zalicza się do osiągniętych i koszty do poniesionych w okresie ich wystąpienia, a nie w okresie, w którym dokonano zapłaty, czy też poniesiono faktyczne wydatki. Zgodnie z zasadą współmierności uznaje się za koszty danego okresu sprawozdawczego te koszty, które są związane z przychodami tego okresu (określone przez zasadę realizacji).

Sprzedaż energii elektrycznej lub usługi związanej z jej dostawą do innego podmiotu uczestniczącego w HOEE powinna być wykonywana z zachowaniem zasady współmierności z kosztem zakupu odbiorcy.

Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej powinny być zgodne z pozycją działu 5, rubryka 2, wiersz 17. Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej wg kontraktu długoterminowego są sumą wierszy 01, 03, 06, 08, 10, 12, rubryka 2, działu 5.

Przychody ze sprzedaży energii cieplnej obejmują opłaty stałe i opłaty za dostawę ciepła odbiorcom.

Koszty sprzedanych produktów - dla energii elektrycznej są to koszty wytworzenia tej energii odniesione do energii sprzedanej, ewentualnie powiększone o koszty dystrybucji tej energii, jeżeli takie wystąpią. Koszty dystrybucji mogą wystąpić wtedy kiedy elektrownia jest właścicielem rozdzielni elektrycznej.

Koszt wytworzenia energii sprzedanej (wiersz 03) powinien być wyliczany przy założeniu, że koszt wytworzenia 1 kWh energii elektrycznej netto jest jednakowy dla energii elektrycznej sprzedanej oraz zużywanej w elektrowni. Wynika z tego, ze spełniona musi być zależność: koszty wytworzenia (wiersz 03) = techniczny koszt wytworzenia (dział 7, rubryka 1, wiersz 20) - koszty energii z własnej produkcji, zużytej na produkcję ciepła (dział 7, rubryka 3, wiersz 09) - koszty energii zużytej na inne cele, przy czym ta ostatnia wielkość nie jest wykazywana w sprawozdaniu.

Do kosztów sprzedaży w elektrowniach należy zaliczać przede wszystkim opłaty przesyłowe i handlowe na rzecz PSE SA.

Podział kosztów zarządu pomiędzy część elektryczną i cieplną powinien być dokonywany wg klucza przyjętego do podziału kosztów stałych.

Koszty finansowe należy określić zgodnie z "Zasadami hurtowego obrotu energią elektryczną w krajowym systemie elektroenergetycznym".

Jeżeli elektrownie mają zawarty kontrakt długoterminowy z PSE SA na dostawę mocy i energii elektrycznej, powinny stworzyć możliwości odrębnego rozliczania tej części elektrowni, która objęta jest powyższym kontraktem.

Dział 7. Koszty wytworzenia energii elektrycznej i cieplnej, w zł

Koszty wytworzenia energii elektrycznej i cieplnej należy wykazywać w układzie kalkulacyjnym podanym na formularzu.

Koszty wytworzenia dzielą się na zmienne i stałe.

Do kosztów zmiennych należy zaliczać:

- koszty paliwa wraz z kosztami zakupu,

- koszty pozostałych materiałów eksploatacji jak: chemikalia, oleje, smary, addytywy w procesie odsiarczania itd.,

- koszty korzystania ze środowiska, tj. opłaty za korzystanie z powietrza, wody i ziemi.

Koszty stałe są dzielone wg odmian działalności na podstawową i pomocniczą.

W ramach działalności podstawowej wydzielone są następuje składniki:

- materiały (jeżeli nie są zaliczane do kosztów zmiennych),

- wynagrodzenia i świadczenia na rzecz pracowników,

- amortyzacja,

- podatki i opłaty,

- pozostałe koszty.

Wynagrodzenia i świadczenia obejmują poza wynagrodzeniami następujące rodzaje kosztów:

- składki z tytułu: ubezpieczeń społecznych, na fundusz pracy oraz fundusz gwarancyjnych świadczeń społecznych,

- odpisy na zakładowy fundusz świadczeń socjalnych,

- dopłaty do biletów na dojazdy do pracy,

- świadczenia rzeczowe z zakresu BHP, posiłki regeneracyjne, środki czystości,

- wydatki na odzież ochronną i roboczą,

- szkolenie i dokształcanie pracowników,

- ekwiwalent za pranie odzieży roboczej i używanie narzędzi i sprzętu stanowiącego własność pracownika,

- inne.

Do kosztów stałych wytwarzania należy zaliczyć podatki i opłaty, jeżeli nie są zaliczone do kosztów zarządu.

Do pozostałych kosztów działalności podstawowej należy zaliczać składniki kosztów nie objęte pozycjami wymienionymi dla działalności podstawowej, jak np. usługi obce na rzecz działalności podstawowej.

Koszty działalności pomocniczej są rozdzielone na dwie złożone pozycje:

- koszty remontów,

- koszty wydziałów pomocniczych.

Koszty remontów obejmują remonty budynków, maszyn i urządzeń oraz innych środków trwałych, zaliczanych do miejsc powstawania kosztów wytworzenia energii elektrycznej i cieplnej, wykonywanych przez własne służby wydziałów pomocniczych lub podstawowych, jak i inne jednostki.

Koszty remontów grupują wszystkie pozycje kosztów działalności operacyjnej, tj. materiały wraz z zakupem, płace i narzuty na płace, amortyzację sprzętu i transportu technologicznego, obce usługi remontowe, koszty wydziałów pomocniczych itp.

Koszty wydziałów pomocniczych obejmują działalność nie zaliczoną do działalności podstawowej, jak np.:

- wydziały transportu i sprzętu zmechanizowanego,

- wydziały budowlane i naprawcze,

- wydział utylizacji odpadów paleniskowych.

Elektrownie posiadające instalacje odsiarczania zobowiązane są wyszczególnić koszty odsiarczania spalin.

Koszty energii elektrycznej z własnej produkcji, zużytej na produkcję ciepła (wiersz 09), należy ustalać w sposób następujący: koszt techniczny wytworzenia podzielić przez produkcję netto energii elektrycznej. Otrzymany jednostkowy koszt techniczny wytworzenia należy przemnożyć przez ilość energii elektrycznej z własnej produkcji, zużytej na produkcję ciepła.

Rachunek kosztów powinien być przeprowadzony w skali miesięcznej. Koszt narastający jest sumą poszczególnych miesięcy. W gospodarce skojarzonej podziału kosztów pomiędzy energię elektryczną i cieplną należy dokonywać następująco:

a) koszty zmienne dzielić proporcjonalnie do podziału kosztów paliwa,

b) koszty paliwa dzielić proporcjonalnie do podziału energii chemicznej paliwa uzyskanego metodą elektrowni równoważnej (dział 3, wiersze - 06-08); jeżeli wiersze 06-08, działu 3 nie są wypełnione, przyjmuje się, że podział kosztów zmiennych odbywa się proporcjonalnie do podziału paliwa "metodą fizyczną" (dział 3, wiersze 02-04),

c) koszty stałe należy dzielić "metodą zaangażowania mocy", stosowaną dotychczas i opisaną w Zeszycie Metodycznym GUS, pt. "Definicje pojęć stosowanych w elektroenergetyce i ciepłownictwie".

Dział 8. Moc, produkcja i sprzedaż energii elektrycznej w podziale na bloki

Dział obejmuje wybrane dane dla bloków kondensacyjnych o mocy 120 MW i wyższej. W rubryce 1 należy wpisywać numer bloku oraz jego moc znamionową, np. blok nr 1 (200 MW).

Moc dyspozycyjna strefowa netto jest to średnia moc z godzin trwania szczytu wieczornego i rannego bez mocy zużytej na potrzeby elektrowni.

Produkcja energii elektrycznej brutto jest to energia elektryczna wytworzona przez blok i pomierzona na zaciskach generatora.

Zużycie (własne) na produkcję energii elektrycznej (rubryka 4) oraz zużycie na produkcję ciepła (rubryka 5) i zużycie na inne cele (rubryka 6) obejmuje energię elektryczną zużytą z własnej produkcji.

Sprzedaż energii elektrycznej do sieci powinna być mierzona za transformatorem blokowym po stronie wyższego napięcia.

Uwaga: Elektrownie nie uczestniczące w hurtowym obrocie energią elektryczną wypełniają dział 1, 2, 3, 4; dział 5, wiersze 14, 15, 16, 17; dział 6, rubryka 1, 3 z pominięciem wierszy od 06 do 09.

ZAŁĄCZNIK Nr  4

G-10.1 (w)

Sprawozdanie o działalności podstawowej elektrowni wodnej wydzielonej za miesiąc ............. 199 ....... r.

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.1 (w)

Dział 1. Moc i produkcja energii elektrycznej

Wiersz 02 - moc osiągalną należy podawać wg stanu na koniec miesiąca z dokładnością do tysięcznych części MW (1 kW), np. w przypadku, gdy moc osiągalna wynosi 140 kW, należy wpisać 0,140 MW.

Wiersz 03 - moc dyspozycyjną za miesiąc sprawozdawczy należy obliczać jako średnią z dni roboczych miesiąca. Moc dyspozycyjną otrzymujemy odejmując od mocy osiągalnej ubytki mocy spowodowane: warunkami hydrologicznymi, remontami, przestojami awaryjnymi itp.

Moc dyspozycyjną należy podawać z taką samą dokładnością jak moc osiągalną.

Wiersz 04 - produkcja energii elektrycznej brutto jest to energia elektryczna wytworzona przez wszystkie generatory elektrowni i pomierzona na zaciskach generatorów.

Wiersz 05 - dotyczy energii elektrycznej wytworzonej z wody przepompowanej z dolnego zbiornika do górnego. W elektrowniach szczytowo-pompowych, jak: Porąbka Żar, Żarnowiec jest to całkowita produkcja generatorów elektrowni. W elektrowniach z członem pompowym energię należy wyliczyć na podstawie średniego wskaźnika sprawności cyklu turbinowego.

Wiersz 06 - zużycie własne jest to ilość energii elektrycznej, którą zużywają urządzenia pomocnicze elektrowni w procesie wytwarzania energii elektrycznej.

Wiersze 07-08 - należy podać wielkość mocy i ilość energii elektrycznej oddanej do sieci przesyłowej (220, 400 kV).

Wiersze 09-10 - należy podać wielkość mocy i ilość energii elektrycznej oddanej do sieci dystrybucyjnej ale rozliczanej za pośrednictwem PSE SA.

Wiersz 11 - należy podać ilość energii elektrycznej sprzedawanej bezpośrednio do spółki dystrybucyjnej.

Dział 2. Rachunek zysków / strat na energii elektrycznej, w zł

Wiersze 01-07 - należy podać przychody ze sprzedaży mocy elektrycznej, usług systemowych oraz sprzedaży energii elektrycznej; elektrownie będące założycielami spółki "Elektrownie Szczytowo-Pompowe" podają przychody uzyskiwane od tej spółki za eksploatację urządzeń wytwórczych w cenach ustalonych w umowie dwustronnej.

Przez sprzedaż na rynku systemowym rozumie się sprzedaż do sieci przesyłowej PSE SA.

Przez sprzedaż na rynku lokalnym rozumie się sprzedaż bezpośrednio przedsiębiorstwom dystrybucyjnym lub sprzedaż do sieci dystrybucyjnej, ale rozliczanej za pośrednictwem PSE SA.

Wiersz 08 - koszt sprzedanych produktów obejmuje koszt wytworzenia sprzedanej energii elektrycznej oraz ewentualnie koszt energii zakupionej.

Koszt wytworzenia sprzedanych produktów powinien być równy kosztowi ogółem (dział 3, wiersz 01). Jeżeli jednostka sprawozdawcza ponosi opłaty przesyłowe lub handlowe na rzecz PSE SA, to należy je traktować jako koszty sprzedaży (wiersz 12).

Dział 3. Koszty wytworzenia energii elektrycznej, w zł

Wiersz 01 - jest sumą wierszy 02 do 09.

Wiersze 02-09 - obejmują koszty wytwarzania energii elektrycznej w układzie kalkulacyjnym.

Koszty wytwarzania dzielone są w pierwszym podejściu na działalność podstawową i pomocniczą.

W ramach działalności podstawowej wydzielone są następujące składniki:

- materiały i energia,

- wynagrodzenia i świadczenia,

- amortyzacja,

- podatki i opłaty,

- pozostałe koszty.

Wiersz 03 - obejmuje:

- wynagrodzenia pracowników działalności podstawowej,

- narzuty na wynagrodzenia,

- pozostałe świadczenia na rzecz pracowników.

Wiersz 06 - należy podawać koszty działalności podstawowej, które nie zostały zaliczone do składników wyszczególnionych wcześniej, jak np. usługi obce na rzecz eksploatacji podstawowej.

Koszty działalności pomocniczej są rozdzielone na dwie złożone pozycje:

- koszty remontów,

- koszty wydziałów pomocniczych.

Wiersz 07 - koszty remontów obejmują remonty budynków i budowli, maszyn i urządzeń oraz innych środków trwałych zaliczanych do miejsc powstawania kosztów energii elektrycznej. Będą to remonty wykonane systemem własnym lub zleconym.

W kosztach remontów są zgrupowane wszystkie pozycje kosztów działalności operacyjnej, jak: materiały wraz z kosztem zakupu, płace i świadczenia na rzecz pracowników, amortyzacja sprzętu i transportu technologicznego, obce usługi remontowe, koszty wydziałów pomocniczych itp.

Wiersz 08 - koszty wydziałów pomocniczych obejmują działalność nie zaliczoną do działalności podstawowej, jak np.:

- wydział transportu i sprzętu zmechanizowanego,

- wydziały budowlane i naprawcze.

Wiersze 09-10 - przez środki trwałe produkcyjne rozumie się wszystkie środki trwałe, których amortyzacja obciąża koszty energii elektrycznej.

ZAŁĄCZNIK Nr  5

G-10.2

Sprawozdanie o działalności eksploatacyjnej elektrowni cieplnej zawodowej za 199... rok

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.2

Dział 2. Podstawowe dane eksploatacyjne

Przez kotły energetyczne rozumie się kotły parowe o wysokich parametrach pary, z których para przegrzana jest wykorzystywana w turbinach parowych do napędu generatorów elektrycznych.

Wiersze 01-14 - zużycie paliw w kotłach energetycznych należy określić metodą bezpośrednią poprzez ustalenie ilości i średniej wartości opałowej.

Zużycie paliw określane metodą bezpośredniego pomiaru objętości (ilości) paliwa doprowadzonego do kotłów oraz własne pomiary jakości, powinno być zgodne z ewidencją materiałową paliwa zakupionego i innych składowych bilansu ilościowego i jakościowego, tj. zapasów paliw, ubytków naturalnych, przerzutów i zużycia na inne cele.

Wszelkie niezgodności pomiędzy wartością opałową paliw dostarczonych i przyjętych do rozliczenia zużycia, powinny obciążać produkcję energii elektrycznej i cieplnej.

Paliwa ciekłe i gazowe należy wykazywać zgodnie z wykazem paliw przyjętym w sprawozdaniu G-03.

Oprócz nazwy paliwa należy podać kod paliwa. Poniżej podajemy wykaz paliw, kody oraz jednostki miary wg sprawozdania G-03.

Nazwa paliwa Kod Jedn. miary
Węgiel kamienny energetyczny 60 t
Węgiel kamienny koksowy 61 t
Węgiel brunatny 03 t
Oleje opałowe 08 t
Olej napędowy do silników wysokoprężnych szybkoobrotowych 64 t
Olej napędowy do silników wysokoprężnych 10 t
Paliwa do silników z zapłonem iskrowym (benzyny i nafty) 65 t
Gaz ziemny wysokometanowy 13 tys. m3
Gaz ziemny zaazotowany 14 tys. m3
Gaz koksowniczy 16 tys. m3
Gaz wielkopiecowy 19 tys. m3
Paliwa odpadowe gazowe 79 GJ
Paliwa odpadowe ciekłe 80 GJ
Ciepło w parze i gorącej wodzie 23 GJ

Energia chemiczna paliwa wynika z ilości zużytego paliwa i średniej wartości opałowej. Wzór obliczeniowy:

B x Qr

Q[GJ] = -------------

1000

gdzie:

B[t] - ilość zużytego paliwa,

[ kJ ] [ kJ ]

Qr [----] lub [-----] - wartość opałowa.

[ kg ] [ m3 ]

Wzór powinien być stosowany dla poszczególnych asortymentów i klas zużytego węgla, które mają różną wartość opałową, a następnie sumowana energia chemiczna.

Łączne zużycie energii chemicznej paliw obejmuje również energię chemiczną paliw zużytą na uruchomienie urządzeń po przestojach oraz utrzymywanie urządzeń w rezerwie.

Podziału energii chemicznej paliw na produkcję energii elektrycznej i cieplnej należy dokonywać wg metody fizycznej opisanej w Polskiej Normie PN-93/M-35500.

Przez kotły ciepłownicze rozumie się urządzenia wykorzystywane wyłącznie do produkcji energii cieplnej. Będą to kotły wodne zainstalowane do produkcji wody technologicznej i grzewczej oraz kotły parowe wykorzystywane wyłącznie do celów ciepłownictwa, które energię cieplną oddają do sieci cieplnej.

Wiersze 15-23 - zasady wyliczania ilości paliw oraz energii zawartej w paliwie są analogiczne, jak omówione w punkcie poprzednim.

Zużycie (własne) na produkcję energii elektrycznej (w. 26) oraz zużycie na produkcję ciepła (w. 27) obejmuje energię elektryczną zużytą z własnej produkcji.

Przez produkcję w "szczycie" i "dolinie nocnej" (w. 33 i 34) - rozumie się energię elektryczną wytworzoną w godzinach szczytowego obciążenia i "doliny nocnej".

Przyjmuje się następujący podział na strefy:

- strefa szczytowa ranna godz. 800-1100 we wszystkich miesiącach i dniach miesiąca,

- strefa szczytowa wieczorna wg poniższej tabelki:

Miesiące Czas trwania strefy szczytowej
I, II, XI, XII 1600 - 2100
III, X 1800 - 2100
IV, IX 1900 - 2100
V, VI, VII, VIII 2000 - 2100

- dolina nocna godz. 2100-600 we wszystkich miesiącach i dniach miesiąca.

Przy takim podziale doby czas trwania strefy szczytowej w ciągu roku wynosi 2.124 h, strefy nocnej - 3.282 h, a pozostałe godziny doby - 3.354 h.

Jeżeli produkcja w strefie szczytowej została policzona w innych godzinach trwania szczytu, należy podać obok wiersza (na marginesie), roczne godziny trwania szczytu przyjęte do wyliczenia produkcji w szczycie. Analogicznie należy postąpić w przypadku doliny nocnej.

Wiersze 35-44 - przez uzysk ciepła rozumie się ciepło przyjęte przez parę i wodę w kotłach.

Ciepło wytworzone przez kotły energetyczne należy podzielić na dwa strumienie:

- produkcję energii elektrycznej,

- produkcję energii cieplnej.

Ciepło na produkcję energii elektrycznej obejmuje energię cieplną, zużytą do napędu turbozespołów elektrycznych oraz zużycie przez urządzenia pomocnicze związane z wytwarzaniem energii elektrycznej.

Ciepło na produkcję energii cieplnej obejmuje energię cieplną oddaną na cele technologiczne i grzewcze, powiększoną o ciepło zużyte na potrzeby własne, związane z produkcją energii cieplnej.

Przez produkcję energii cieplnej rozumie się ilość energii cieplnej przeznaczoną dla odbiorców na cele grzewcze i przemysłowe.

Produkcja ciepła w skojarzeniu jest to ciepło wytwarzane na parze wychodzącej z upustów i wylotów turbin parowych.

Produkcja ciepła bez skojarzenia z kotłów energetycznych jest to ciepło oddane na zewnątrz bezpośrednio z kotłów lub przez stacje redukcyjno-schładzające.

Produkcja ciepła z kotłów ciepłowniczych jest to ciepło przejęte przez parę i wodę, pomniejszone o zużycie własne, jak np. napędy parowe urządzeń pomocniczych, rozmrażanie lub podgrzewanie paliwa itp. oraz pomniejszone o straty ciepła w rurociągach i wymiennikach na obszarze ciepłowni, aż do punktu rozliczania się z odbiorcą.

Do produkcji energii cieplnej należy zaliczać również ciepło zużyte na cele przemysłowe nie związane z produkcją energii elektrycznej i cieplnej oraz na cele grzewcze pomieszczeń nieprodukcyjnych, tj. biura, stołówki, szkoły, przedszkola itp.

Z ogólnej produkcji należy wydzielić tę ilość energii cieplnej, której nośnikiem jest gorąca woda do celów technologicznych oraz do celów grzewczych.

Wiersze 45-47 - należy podawać średniomiesięczne zatrudnienie w elektrowni.

Z ogólnej liczby zatrudnionych w grupie przemysłowej należy wydzielić zatrudnionych przy produkcji energii elektrycznej.

Zasada podziału jest następująca:

a) wyodrębnić zatrudnienie bezpośrednio związane z produkcją energii elektrycznej,

b) zatrudnienie wspólne podzielić kluczem stosowanym do podziału kosztów stałych pomiędzy energię elektryczną i cieplną.

Energię chemiczną paliwa na wytworzenie 1 kWh energii elektrycznej brutto (w. 48) oblicza się przez podzielenie energii chemicznej zużytej na produkcję energii elektrycznej przez produkcję energii elektrycznej brutto. Wskaźnik należy obliczać w kJ, zaokrąglając do 10 kJ (ostatnia cyfra powinna być zerem).

Energię chemiczną paliwa na wytworzenie 1 kWh energii elektrycznej w skojarzeniu (w. 49) oblicza się przez podzielenie energii chemicznej paliwa zużytej na produkcję energii elektrycznej w skojarzeniu przez produkcję energii elektrycznej w skojarzeniu. Wskaźnik należy obliczać w kJ zaokrąglając do 10 kJ.

Energię chemiczną paliwa na wytworzenie 1 GJ energii cieplnej (w. 50) oblicza się przez podzielenie energii chemicznej paliwa zużytej na produkcję ciepła przez produkcję ciepła. Wskaźnik należy obliczać w MJ z dokładnością do 1 MJ.

Wskaźnik zużycia własnego na produkcję energii elektrycznej (w. 51) należy obliczać w stosunku do energii elektrycznej brutto. Do zużycia własnego należy zaliczać również energię elektryczną zakupioną na produkcję energii elektrycznej wykazaną w wierszu 31. Wskaźnik należy wyliczać z dokładnością do 0,01% (dwa miejsca po przecinku).

Dział 3. Bloki energetyczne i turbozespoły

Dział obejmuje wybrane dane dla bloków oraz turbozespołów w przypadku układów kolektorowych.

W kolejnych rubrykach należy wpisywać numer bloku lub turbozespołu oraz jego moc znamionową, np. bl. 1 (200 MW), tz. 5 (55 MW).

Moc osiągalna na koniec roku (w. 01 i 02) jest tu aktualna moc osiągalna bloku lub turbozespołu.

Wiersze 03 i 04 - moc osiągalna średnia roczna lub moc dyspozycyjna jest to średnia arytmetyczna, miesięcznych wartości mocy osiągalnej lub dyspozycyjnej.

Moc osiągalna średnia miesięczna lub dyspozycyjna jest średnią z dni roboczych, tj. bez sobót, niedziel i świąt. Liczbę dni roboczych w danym miesiącu określa Krajowa Dyspozycja Mocy.

Produkcja energii elektrycznej brutto (w. 05) jest to energia elektryczna wytworzona przez blok lub turbozespół i pomierzona na zaciskach generatora.

Zużycie własne na produkcję energii elektrycznej (w. 06) jest to zużycie przez urządzenia potrzeb własnych, które są niezbędne do eksploatacji danego bloku lub turbozespołu.

W przypadku potrzeb własnych dla kilku bloków lub turbozespołów, należy dokonać podziału wg algorytmu uznanego za najlepszy.

Godziny pracy - efektywny czas pracy wyrażony w godzinach. Jest to czas kalendarzowy pomniejszony o wszystkie przestoje bloku lub turbozespołu.

Godziny przestoju - jest to czas od zatrzymania do następnego uruchomienia.

Energia paliwa na produkcję energii elektrycznej - należy podać dla każdego bloku energię paliwa zużytą przez blok wyłącznie na produkcję energii elektrycznej.

Dział 4. Sprzedaż energii cieplnej

Energia cieplna może być dostarczana do przedsiębiorstw dystrybucyjnych lub bezpośrednio odbiorcom w postaci pary lub gorącej wody.

Przez przedsiębiorstwa dystrybucyjne rozumie się jednostki posiadające sieć cieplną i zajmujące się dystrybucją ciepła.

Przez dostawę bezpośrednią rozumie się dostawę dla bezpośrednich konsumentów lub jednostek gospodarki mieszkaniowej, jak ADM, spółdzielnie mieszkaniowe itp.

Moc zamówiona (w. 1) ustalona jest w umowie na dostawę energii cieplnej i dotyczy odbiorców, rozliczanych wg taryf dwuczłonowych.

Ilość energii dostarczonej (w. 2) - jako energię cieplną dostarczoną rozumie się ilość ciepła faktycznie pobranego przez odbiorcę. Jest to różnica pomiędzy ilością ciepła otrzymanego przez odbiorcę a ciepłem zawartym w zwróconych skroplinach lub powrotnej wodzie sieciowej.

Wartość energii dostarczonej (w. 3) stanowi sumę opłat za moc zamówioną za energię cieplną oraz nie zwrócony nośnik.

Wiersze 4 i 5 - wartość energii powinna wynikać z faktur wystawionych odbiorcom w okresie sprawozdawczym. Z ogólnej wartości należy wyodrębnić opłaty za moc zamówioną oraz opłatę za energię cieplną (w. 2).

Średnia cena (w. 6) wynika z podzielenia wartości energii dostarczonej (w. 3) przez ilość tej energii.

Ciepło może być użytkowane na cele technologiczne lub grzewcze.

Rubryki 1 i 4 - para do celów technologicznych obejmuje to ciepło, które dostarczane jest w parze niezależnie od ciśnienia do celów technologicznych.

Rubryki 2 i 5 - woda technologiczna - obejmuje ciepło, które dostarczane jest w gorącej wodzie do celów technologicznych.

Rubryki 3 i 6 - woda do celów grzewczych - obejmuje ciepło na cele grzewcze ludności lub pomieszczeń nieprodukcyjnych o różnym przeznaczeniu.

Ciepło zużyte na terenie elektrowni na potrzeby innych wyrobów poza energią elektryczną i cieplną oraz na potrzeby nieprodukcyjne, jak np. ogrzewanie pomieszczeń biurowych, przedszkola, szkoły przyzakładowe, należy zaliczać do ciepła sprzedanego bezpośrednio.

Dział 5. Stan środków trwałych w układzie rodzajowym, w zł

Należy podać wartość ewidencyjną (brutto) oraz wartość netto środków trwałych wg klasyfikacji rodzajowej GUS niezależnie jakiej działalności służą.

Klasyfikacja rodzajowa środków trwałych została wprowadzona zarządzeniem Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego z dnia 17 grudnia 1991 r.

Podział środków trwałych na produkcję energii elektrycznej i cieplnej należy podawać wg następujących zasad:

a) wydzielić środki trwałe związane bezpośrednio z produkcją energii elektrycznej lub cieplnej,

b) środki trwałe wspólnie podzielić kluczem przyjętym do podziału kosztów stałych.

Rubryki 1 i 3 - wartość ewidencyjna (brutto) jest to wartość wg cen zakupu z uwzględnieniem aktualizacji wyceny środków trwałych.

Rubryki 2 i 4 - wartość netto jest to wartość ewidencyjna pomniejszona o umorzenie.

Dział 6. Transformatory w stacjach elektrowni

Wiersze 01-09 - przez transformatory sieciowe rozumie się transformatory na potrzeby przesyłu i rozdziału mocy.

Wiersze 10-14 - za transformator blokowy uważa się jednostkę połączoną z generatorem bez pośrednictwa szyn zbiorczych.

Wiersze 15-17 - transformatory potrzeb własnych służą wyłącznie do zasilania własnych urządzeń odbiorczych elektrowni.

Transformatory należy uszeregować wg napięcia znamionowego sieci, do której transformator jest przyłączony.

Dział 7. Emisja pyłów i gazów

Dane dotyczące emisji pyłów i gazów należy podawać oddzielnie dla każdej grupy emitorów.

Należy dokonać podziału elektrowni na grupy emitorów w taki sposób żeby można było opisać każdą grupę wspólnymi wskaźnikami emisji pyłów i gazów, np. odrębne grupy emitorów powinny stanowić kotły pyłowe, rusztowe, na różne paliwa itp.

Wiersze 01-04 - węgiel (kamienny lub brunatny) - należy podawać ilość zużytego węgla oraz jego parametry:

- zawartość popiołu w % z dokładnością do 0,01,

- zawartość siarki w % z dokładnością do 0,01,

- średnią wartość opałową w kJ/kg z dokładnością do 10 kJ.

Wyżej wymienione parametry należy określać wg zasad przyjętych w umowie z dostawcą dla ustalenia ceny węgla.

Wielkości powinny być obliczone jako średnie ważone za okres roczny, a zużycie (wiersz 01) zgodne z Działem 2.

Wiersze 05-07 - paliwa ciekłe należy podawać ilość zużytych paliw ciekłych oraz

- zawartość siarki w % z dokładnością do 0,01,

- średnią wartość opałową w kJ/kg z dokładnością do 10 kJ.

Średnia zawartość siarki powinna być średnią ważoną pomiarów wykonanych w okresie sprawozdawczym.

Wielkość zużycia (wiersz 05) powinna być zgodna z całkowitym zużyciem paliw ciekłych wynikających z Działu 2.

Wiersze 08 i 09 - średnia zawartość części palnych powinna wynikać z prowadzonych pomiarów części palnych w popiele lotnym i żużlu.

Wielkość średnia powinna być wyliczona jako średnia ważona ilości węgla, do której odnoszą się pomiary z dokładnością do 0,01%.

Średnia zawartość CO2 w spalinach (w. 10) - należy obliczać jako średnią ważoną wielkości wyników analiz wykonywanych na potrzeby określenia CO2.

W przypadku pomiaru na analizatorach O2, zawartość CO2 w spalinach należy obliczyć wg następujących wzorów:

- dla węgla kamiennego:

CO2(%) = 18,9 - O2(%),

- dla węgla brunatnego:

CO2(%) = 19,1 - O2(%),

gdzie O2 - zawartość tlenu.

Udział popiołu lotnego w odpadach (w. 11) - należy podać w % udziału popiołu lotnego w całkowitej ilości odpadów paleniskowych, ustalonych na podstawie pomiarów bilansowych kotła.

Suma czasu pracy kotłów w grupie (w. 12) - należy podać rzeczywisty czas pracy kotłów, który powinien wynikać z ewidencji czasów przestojów kotłów i bilansu czasu kalendarzowego.

Dyspozycyjność urządzeń odpylających (w. 13) - należy podać średnioroczną dyspozycyjność urządzeń odpylających emitora.

Osiągalna skuteczność odpylania urządzeń odpylających (w. 14) - powinny ją określać pomiary gwarancyjne lub przeprowadzone przez "Energopomiar" po modernizacji lub remoncie kapitalnym.

Mechaniczną skuteczność odpylania elektrofiltra (w. 15) - określa się po wyłączeniu zespołu zasilającego.

Procent siarki przechodzącej w SO2 (w. 16) - należy podać procentowy udział siarki zawartej w zużytym paliwie, która przechodzi w SO2:

- dla węgla kamiennego:

98% - dla kotłów pyłowych z ciekłym odprowadzaniem żużla (dot. El. Jaworzno i Ec. Zabrze),

96% - dla kotłów pyłowych ze stałym odprowadzaniem żużla,

80% - dla kosztów rusztowych,

- dla węgla brunatnego:

85% - dla złoża turoszowskiego,

80% - dla złoża bełchatowskiego,

75% - dla złoża Konin z kop. Kazimierz i Jóźwin,

50% - dla złoża Konin z kop. Gosławice i Pątnów,

lub wg indywidualnych pomiarów zatwierdzonych przez Urząd Wojewódzki.

Wiersze 17-21 emisja pyłu powinna być obliczona z wzoru:

X 100 - nśre

Aw = 0,9A ------ x ------------

100 100 - qp

gdzie:

B x p

A = -------

100

B - ilość zużytego węgla (t),

p - zawartość popiołu w węglu (%),

X - udział popiołu lotnego w całkowitej ilości odpadów paleniskowych (wiersz 11),

qp - zawartość części palnych w uchwyconym popiele lotnym (wiersz 08),

nśre - średnia eksploatacyjna skuteczność odpylaczy obliczona z wzoru:

* dla elektrofiltrów

Do

nśre = ngwz - μ - (1 - ------) x (ngwz - nmśr)

100

w którym:

ngwz - średnia osiągalna skuteczność odpylania (%),

Do - średnia dyspozycyjność odpylaczy (%),

μ - współczynnik korygujący dyspozycyjność:

* dla elektrofiltrów jednopolowych μ = 1,0,

* dla elektrofiltrów dwupolowych μ określamy z normogramu 1,

* dla elektrofiltrów trójpolowych μ określamy z normogramu 2,

* dla elektrofiltrów czteropolowych μ określamy z normogramu 3,

nmśr - średnia mechaniczna skuteczność odpylania (z wyłączonymi zespołami zasilającymi) - wiersz 15:

* dla odpylaczy mechanicznych

Do

nśre = ------- x ngwz

100

Emisja SO2 - powinna być obliczona z wzoru:

ESO2 = (B x sw x k x M x sm) x 2 x 102

gdzie:

B - ilość zużytego węgla (t),

M - ilość zużytych paliw płynnych (t),

sw - zawartość siarki w węglu (%),

sm - zawartość siarki w paliwach płynnych (%),

k - współczynnik oznaczający (%) siarki, przechodzącej w SO2 (wiersz 16).

Emisja NO2 - powinna obejmować wszystkie związki azotu w przeliczeniu na NO2.

Przy wyliczaniu emisji NO2 z energetycznego spalania paliw można stosować następujące wzory:

- dla węgla kamiennego:

Qrw

QB x ENO2 x ------

19000

ENO2 = ---------------------------

106

- dla pozostałych paliw stałych, ciekłych i gazowych:

QB x eNO2

ENO2 = -------------

106

gdzie:

ENO2 - emisja NO2 (t),

QB - energia chemiczna paliwa (GJ),

Qrw - wartość opałowa rzeczywista (kJ/kg),

eNO2 - bazowy wskaźnik emisji, (g/GJ) podany w załączniku nr 12, w grupie A do rozporządzenia MOŚZNiL z dnia 12 lutego 1990 roku (Dz. U. Nr 15 poz. 92) w sprawie ochrony powietrza przed zanieczyszczeniami lub obliczać wg indywidualnych wskaźników obliczanych na podstawie pomiarów zatwierdzonych przez Urząd Wojewódzki.

Emisja CO - może być podawana na podstawie pomiarów zatwierdzonych przez Urząd Wojewódzki lub oszacowana na podstawie wzoru:

QB x Wco

Eco = -----------

106

gdzie:

Eco - emisja CO (t),

QB - energia chemiczna zużytych paliw (GJ),

Wco - współczynnik emisji CO zależny od typu kotła, który wynosi dla:

- kotłów rusztowych - 121 (g/GJ),

- kotłów pyłowych węgla kamiennego - 14 (g/GJ),

- kotłów pyłowych węgla brunatnego - 300 (g/t),

a po przeliczeniu wg wzoru:

[Wco]

------ x 103

Qrw

otrzymamy wskaźnik wyrażony w g/GJ,

- kotłów olejowych - 15 (g/GJ).

(Wskaźnik Wco podano na podstawie opracowania OECD "Estimation of Greenhouse gas emissions and sinks" - 1991, a dla węgla brunatnego wg Environmental Protection Agency, "Compilation of Air Pollutant Emission Factors" Volume 1).

Emisja CO2 - może być obliczana z wzoru:

Σ(QB x 0,99)

ECO2 = ---------------

1000

gdzie:

ECO2 - emisja CO2 z poszczególnych zużytych paliw lub kotłów (t),

QB - energia chemiczna paliwa (GJ),

WCO2 -wskaźnik emisji CO2 , który wynosi dla:

- kotłów parowych węgla kamiennego - 94,6 /kg/GJ),

- kotłów wodnych węgla kamiennego - 84,6 (kg/GJ),

- węgla brunatnego - 101,2 (kg/GJ),

- oleju opałowego - 77,4 (kg/GJ),

- oleju napędowego - 74,07 (kg/GJ),

- paliw gazowych - 56,10 (kg/GJ),

0,99 - współczynnik dla węgla utlenionego w procesie spalania.

(Współczynniki podano na podstawie pracy T. Bełdowskiego i D. Laudyna "Badanie emisji CO2 w aglomeracji warszawskiej", Energetyka 4/93 oraz opracowania M.J. Grubba, Londyn 1989).

Liczba urządzeń odpylających (w. 22) - należy podać liczbę i typ urządzeń wg następujących oznaczeń:

En - elektrofiltr (n - liczba pól),

np: 3 x E2 - oznacza 3 elektrofiltry dwupolowe,

Mc - multicyklon,

C - cyklon lub bateria cyklonów,

FT - filtr tkaninowy,

In - inne urządzenia odpylające.

Wiersz 23 - przepływ gazów spalinowych - należy podać całkowitą objętość wyemitowanych gazów spalinowych w milionach normalnych metrów sześciennych.

Wiersze 24-25 - wskaźniki zastosowane do obliczenia emisji - należy podać średnią wartość wskaźników emisji (pochodzących z pomiarów, zarządzeń, literatury), które zostały zastosowane do obliczenia rocznej emisji zanieczyszczeń.

Wiersz 26 - ilość instalacji i rodzaj technologii - należy podać ilość pracujących instalacji odsiarczania spalin wraz z informacją o rodzaju wykorzystywanej technologii, według oznaczeń:

M - mokra, PS - półsucha, S - sucha.

Wiersz 27 - skuteczność instalacji - należy podać średnią skuteczność odsiarczania spalin dla pracujących instalacji.

Wiersz 28 - wielkość zredukowanej emisji SO2 - należy podać wielkość o jaką emisja SO2 zmniejszyła się w skali roku sprawozdawczego w wyniku działania instalacji odsiarczania, w stosunku do całkowitej ilości wytworzonego dwutlenku siarki.

Dział 8. Pobór i wykorzystanie wody, w tys. m3

Należy podać ilości wody pobranej i wykorzystywanej w zakładzie na cele przemysłowo-technologiczne, bytowo-komunalne niezależnie od tego, czy woda użytkowana jest po uzdatnieniu, czy bez.

Dział 9. Ścieki, w tys. m3

Przez ścieki wytworzone (w. 1) należy rozumieć wszystkie rodzaje ścieków technologicznych i komunalnych, łącznie ze ściekami wykorzystywanymi w zakładzie, np. do układu hydraulicznego odpopielania.

Ścieki odprowadzane są to ścieki wychodzące na zewnątrz zakładu do kanalizacji miejskiej, przemysłowej oraz do wód powierzchniowych.

Przez ścieki oczyszczone (w. 2) rozumie się ścieki przechodzące przez oczyszczalnie mechaniczne, chemiczne lub biologiczne, niezależnie od stopnia oczyszczenia.

Przez ścieki nie oczyszczone (w. 3) należy rozumieć różnicę pomiędzy ogólną ilością ścieków wytworzonych a ściekami oczyszczonymi.

Dział 10. Opłaty i kary za korzystanie ze środowiska, w zł

Należy podawać opłaty wniesione w roku sprawozdawczym bez względu na to, jakiego okresu dotyczą:

a) za odprowadzanie zanieczyszczeń do atmosfery,

b) za odprowadzanie zanieczyszczeń do wód i ziemi.

Opłaty za zanieczyszczanie wód i ziemi obejmować powinny opłaty za ścieki w wodzie przemysłowej lub zużytej do celów bytowo-komunalnych oraz opłaty za pobraną wodę, które należy dodawać do pozycji 05.

Kary za zanieczyszczenie powietrza, naruszenie warunków poboru wody, odprowadzanie ścieków należy podawać w odrębnych pozycjach.

Dział 11. Wykorzystanie popiołu i żużla, w tys. t

Przez popiół lotny (w. 1) rozumie się cząstki uchwycone w elektrofiltrach lub cyklonach.

Przez żużel (w. 2) rozumie się:

- żużel granulowany, tj. powstały w paleniskach granulacyjnych,

- żużel topiony, tj. żużel pochodzący z kotłów na ciekły żużel,

- żużel paleniskowy, tj. żużel powstały w kotłach rusztowych.

Ilość całkowitą odpadów (Ac) należy obliczać zgodnie z wzorem:

Ac = 0,9A + Bpz

gdzie:

B x p

A = --------

100

0,9A [ X x qp Y x qz ]

Bpz = ----- x [ -------- + ---------]

100 [ 100 - qp 100 - qz ]

oznaczenia:

B - ilość zużytego paliwa (t),

p - zawartość popiołu w węglu (%),

X - udział popiołu lotnego w całkowitej ilości odpadów paleniskowych (%),

Y - 100 - X,

qp - średnia zawartość części palnych w uchwyconym popiele lotnym (%),

qz - średnia zawartość części palnych w żużlu (%).

Ilość uchwyconą (Au) należy obliczać wg wzoru:

Au = Ac - Aw

Kierunki wykorzystania popiołu i żużla należy określać wg kierunku własnego wykorzystania lub celu określonego przez odbiorcę:

a) materiały budowlane - wykorzystanie odpadów do produkcji betonu komórkowego, kruszyw i betonu kruszywowego, ceramiki budowlanej itp.,

b) cement - wykorzystanie popiołu do produkcji cementu,

c) budowa dróg - wykorzystanie do utwardzania dróg, niwelacji terenu, budowy obwałowań, składowisk,

d) inne - wszystkie pozostałe cele, w szczególności sprzedaż innym jednostkom popiołu lub żużla, bez wyszczególniania celu nabycia.

Dział 12. Koszt eksploatacji urządzeń ochrony środowiska i składowania odpadów, w zł

Koszt eksploatacji urządzeń gospodarki wodnej (w. 1) obejmuje koszty eksploatacji i utrzymania ujęć wody, kanałów i rurociągów doprowadzających wodę, zbiorników, pompowni, stacji uzdatniania wody itp.

Koszt eksploatacji gospodarki ściekowej (w. 2) powinien obejmować koszty eksploatacji i utrzymania kanalizacji ściekowej urządzeń do unieszkodliwiania i oczyszczania ścieków, pompowni i przepompowni, kolektorów odprowadzających, zbiorników retencyjno-dozujących i akumulacyjnych, wyposażenia oczyszczalni w aparaturę pompowo-kontrolną.

Koszt eksploatacji urządzeń odpylania (w. 3) powinien obejmować koszty utrzymania i eksploatacji cyklonów, multicyklonów, elektrofiltrów, komór osadczych. Przyjmuje się, że urządzenia odpylania kończą się na leju zsypowym elektrofiltra, odżużlaczu i wentylatorze spalin.

Urządzenia odpopielania (w. 4) stanowią dalszy ciąg urządzeń odpylania w kierunku zagospodarowania popiołu i żużla, aż do składowiska.

Koszty składowania odpadów (w. 5) są to koszty związane z utrzymaniem składowiska, działaniami przeciwko pyleniu plus rekultywacja składowiska łącznie z opłatami i karami za składowanie.

Dział 13. Rachunek zysków / strat na energii elektrycznej i cieplnej, w zł

Należy wypełniać zgodnie z objaśnieniami dotyczącymi działu 6 sprawozdania G-10.1.

Dział 14. Koszty wytworzenia energii elektrycznej i cieplnej, w zł

Należy wypełniać zgodnie z objaśnieniami dotyczącymi działu 7 sprawozdania G-10.1.

Dział 15. Sprzedaż mocy i energii elektrycznej, w zł

Należy wypełniać zgodnie z objaśnieniami dotyczącymi działu 5 sprawozdania G-10.1

ZAŁĄCZNIK Nr  6

G-10.3

Sprawozdanie o mocy i energii elektrycznej elektrowni przemysłowej za kwartał ....... 199... r.

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.3

W działach 1, 3 i 4 w rubrykach 1, 2, 3 należy podać dane za kolejne miesiące kwartału wpisując w nagłówku nazwę miesiąca.

Dział 1. Wybrane pozycje bilansu mocy

Wszystkie pozycje bilansu mocy należy wyliczać jako wartości średnie ze szczytu wieczornego dni roboczych miesiąca, tj. od poniedziałku do piątku bez dni świątecznych i sobót.

Godziny trwania szczytu wieczornego podaje poniższa tabelka:

Miesiące Czas trwania strefy szczytowej
I, II, XI, XII 1600 - 2100
III, X 1800 - 2100
IV, IX 1900 - 2100
V, VI, VII, VIII 2000 - 2100

Moc dyspozycyjną dobową należy określić:

a) dla turbin przeciwprężnych jako wartość średnią, wynikającą z podzielenia produkcji energii elektrycznej w strefie szczytu wieczornego przez czas trwania szczytu,

b) dla turbin kondensacyjnych z produkcji energii elektrycznej plus moc kondensacyjna rezerwowa uzgodniona z nadzorującymi organami dyspozycji mocy.

Bilans mocy należy podawać z dokładnością do 0,1 MW stosując przyjęty sposób zaokrąglania.

Wiersz 1 - jeżeli moc osiągalna nie ulega zmianie, wartość średnia mocy będzie zgodna z wartością na koniec miesiąca sprawozdawczego wykazywaną w dziale 2.

W przypadku zmian mocy osiągalnej w ciągu miesiąca sprawozdawczego z tytułu wejścia do eksploatacji nowego urządzenia, modernizacji urządzeń, likwidacji lub korekty mocy, wartość średnią należy obliczać wg wzoru:

Po,dn1 + Po,nn2

Po,śr = ----------------- (MW)

n

gdzie:

Po,śr - moc osiągalna średnia z dni roboczych,

Po,d - moc osiągalna elektrowni przed wprowadzeniem zmian,

n1 - ilość dni roboczych w miesiącu sprawozdawczym, w którym elektrownia posiadała moc równą mocy z ostatniego dnia miesiąca ubiegłego,

Po,n - moc osiągalna elektrowni po dokonanej zmianie,

n2 - ilość dni roboczych w miesiącu sprawozdawczym po uwzględnieniu zmian mocy osiągalnej,

n = n1 + n2 - ilość dni roboczych w miesiącu sprawozdawczym.

Wiersz 2 - ubytki mocy mogą być spowodowane wieloma przyczynami:

- remontem kapitalnym, średnim lub bieżącym,

- przestojem awaryjnym,

- oddawaniem energii cieplnej,

- warunkami eksploatacyjnymi,

- usterkami eksploatacyjnymi,

- brakiem paliwa oraz innymi przyczynami.

Wiersz 3 - obejmuje remonty kapitalne, średnie i bieżące.

Remont kapitalny jest remontem o największym zakresie robót jaki występuje w cyklu remontowym i obejmuje prace związane z przywróceniem urządzeniu utraconej w czasie użytkowania wartości użytkowej do stanu pierwotnego lub zbliżonego do pierwotnego.

Przeciętny cykl remontowy kotłów i turbin parowych oraz bloków energetycznych powinien wynosić dla:

- kotłów w układzie kolektorowym - 3 lata,

- turbin w układzie kolektorowym - 3 lata,

- bloków energetycznych - 4 lata.

Ubytek mocy na remont kapitalny obliczać należy jako różnicę pomiędzy mocą dyspozycyjną elektrowni przy wszystkich czynnych urządzeniach i aktualnych warunkach eksploatacji i oddawania ciepła a mocą dyspozycyjną bez urządzenia odstawionego do remontu przy tych samych warunkach eksploatacji i oddawania ciepła.

Remont średni jest remontom o zakresie prac obejmujących naprawę lub wymianę elementów urządzenia, których stopień zużycia nie gwarantuje prawidłowego użytkowania urządzenia do następnego remontu średniego lub kapitalnego.

Remont średni urządzenia podstawowego wykonuje się nie częściej niż raz w roku. Ubytek na remont średni należy obliczać analogicznie jak do remontów kapitalnych, tzn. jako różnicę mocy dyspozycyjnej elektrowni przy wszystkich czynnych urządzeniach a mocą dyspozycyjną bez urządzenia odstawionego do remontu średniego.

Remont bieżący jest remontem obejmującym naprawę lub wymianę szybko zużywających się elementów urządzenia oraz usuwanie usterek i drobnych uszkodzeń, zagrażających bezpieczeństwu obsługi i urządzeniu.

Przestój w remoncie bieżącym powinien być wykorzystany do zbadania w możliwie maksymalnym zakresie stanu urządzenia w celu ewentualnego skorygowania terminu lub zakresu prac najbliższego przewidywanego remontu średniego lub kapitalnego.

Jeżeli równocześnie występuje remont kapitalny lub średni oraz remont bieżący innego urządzenia, najpierw należy ustalić ubytki z tytułu remontu kapitalnego lub średniego, a następnie ubytki na remont bieżący. Kolejność określania przyczyn ubytków może mieć wpływ na wielkość ubytków mocy.

W przypadku wejścia urządzenia po wykonanym remoncie w okresie trwania szczytu z niepełnym obciążeniem, moc brakującą do pełnego obciążenia zalicza się do odpowiedniej kategorii ubytków w zależności od przyczyny przestoju przed szczytem. Przykładowo, przy uruchomieniu turbozespołu 20 MW z remontu kapitalnego i obciążeniu w czasie szczytu 10 MW pozostałe 10 MW należy zaliczyć na ubytki w remoncie kapitalnym.

Wiersz 4 - przestój awaryjny jest to wyłączenie z ruchu urządzenia poza planem przestojów wskutek powstałego uszkodzenia lub dla zapobieżenia uszkodzeniu.

Ubytki mocy z powodu przestoju awaryjnego oblicza się w następnej kolejności po ustaleniu ubytków z tytułu remontów, jeżeli takie występują.

Wiersz 5 - pozycja ta obejmuje ubytki mocy elektrycznej spowodowane produkcją ciepła na cele technologiczne i grzewcze.

Ubytek mocy powinien być obliczany jako różnica mocy dyspozycyjnej maksymalnej dla aktualnego zestawu czynnych urządzeń wytwórczych, liczonej bez oddawania ciepła oraz z uwzględnieniem oddawania ciepła.

Wiersz 7 - moc dyspozycyjna jest to maksymalna moc elektrowni, która może być utrzymana w określonym czasie przy uwzględnieniu wszystkich technicznych i innych warunków eksploatacji.

Moc dyspozycyjną elektrowni otrzymuje się odejmując od mocy osiągalnej ubytki mocy ogółem.

W niektórych sytuacjach moc dyspozycyjna może być większa od różnicy pomiędzy mocą osiągalną a ubytkami mocy.

Występuje to wtedy, gdy wskutek sprzyjających warunków eksploatacji w okresie szczytu uzyskuje się obciążenie większe od mocy osiągalnej tych urządzeń, które limitują moc osiągalną elektrowni lub w przypadku rozruchu nowych urządzeń.

Dział 2. Zmiany mocy zainstalowanej lub osiągalnej

Należy zawsze wypełniać wiersz 4.

Jeżeli w elektrowni wystąpi zmiana mocy zainstalowanej lub osiągalnej elektrycznej, należy ten fakt podać w tym dziale, wypełniając:

wiersz 1 - datę zmiany,

wiersz 2 - przyczynę zmiany wg występujących symboli:

I - inwestycja (wprowadzenie do eksploatacji nowego urządzenia),

K - korekta (dotyczy mocy osiągalnej i może być spowodowana wieloma przyczynami, np. likwidacją kotła współpracującego z turbinami, modernizacją turbozespołu itp.),

L - likwidacja (likwidacja turbozespołu),

M - modernizacja,

O - zmiany organizacyjne.

W przypadku inwestycji należy podać na dodatkowej kartce ogólną charakterystykę urządzeń wytwórczych (turbozespołów, jak również kotłów), jeżeli zadanie obejmowało taki zakres.

Charakterystyka powinna zawierać:

- nr stacyjny urządzenia,

- moc znamionową i osiągalną urządzenia,

- rodzaj turbozespołu (kondensacyjny, przeciwprężny, upustowy),

- parametry pary dolotowej, upustowej czy przeciwprężnej.

W przypadku likwidacji należy podać nr stacyjny oraz moc zainstalowaną i osiągalną likwidowanego urządzenia.

Dział 3. Bilans energii elektrycznej

Wiersz 1 - energia elektryczna brutto jest to energia elektryczna wytworzona przez wszystkie generatory elektrowni, mierzona na zaciskach generatorów (łącznie z generatorami potrzeb własnych, jeżeli takie istnieją).

Wiersz 2 - produkcja energii elektrycznej w układzie skojarzonym jest to energia elektryczna wytworzona na strumieniu pary pobranej z upustów i wylotów turbin z przeznaczeniem na cele technologiczne i grzewcze.

Dla zakładów wyposażonych wyłącznie w turbiny przeciwprężne i upustowo-przeciwprężne będzie to całkowita produkcja zakładu.

Dla elektrowni wyposażonych w turbozespoły kondensacyjno-upustowe ilość tej energii należy wyliczyć ze wzorów podanych w Polskiej Normie PN-93/M-35500, jest to II strefa bilansowa.

Wiersz 3 - należy wykazać całkowitą ilość energii elektrycznej na potrzeby własnego zakładu przemysłowego niezależnie od energii oddanej do sieci lub innym odbiorcom.

Nie należy saldować wymiany z siecią energetyki zawodowej lub innymi dostawcami.

Wiersz 4 - należy wykazać ilość energii pobranej bez pośrednictwa sieci energetyki zawodowej od innych wytwórców.

Wiersz 6 - zużycie własne elektrowni z własnej produkcji lub pobrane z sieci energetyki zawodowej należy rozdzielić pomiędzy energię elektryczną i cieplną, którą produkuje elektrociepłownia.

Zasady podziału podane zostały w Polskiej Normie PN-93/M-35500, (IV strefa bilansowa).

Zużycie na produkcję energii mechanicznej należy doliczać do zużycia przez własny zakład przemysłowy.

Wiersz 8 - dotyczy energii elektrycznej zakupionej przez przedsiębiorstwo dystrybucyjne lub PSE SA.

Wiersz 9 - dotyczy energii elektrycznej zużytej przez własny zakład przemysłowy oraz oddanej zakładom przemysłowym bez pośrednictwa sieci energetyki zawodowej niezależnie od tego, z jakiego źródła energia elektryczna pochodzi.

Wiersz 10 - dotyczy przypadków zasilania przez elektrownie przemysłowe gospodarstw domowych, lokali niemieszkalnych, tj. biur, domów kultury, żłobków, przedszkoli itp. bez pośrednictwa sieci energetyki zawodowej.

Dział 4. Dane uzupełniające

Wiersz 1 - energia paliwa na produkcję energii elektrycznej wynika z podziału ogólnej ilości energii chemicznej doprowadzonej do kotłów współpracujących z turbinami napędzającymi generatory elektryczne. Podziału należy dokonywać metodą fizyczną, tj. proporcjonalnie do części ciepła zużytego na wytworzenie poszczególnych postaci energii.

Szczegółowe zasady podziału określa Polska Norma PN-93/M-35500.

Wiersz 2 - wskaźnik zużycia paliwa na produkcję energii elektrycznej wynika z podzielenia energii elektrycznej przez produkcję energii elektrycznej brutto. Wskaźnik ten należy podawać z dokładnością do 10 kJ/kWh, tzn. że ostatnia cyfra powinna być zerem. Przykładowo, gdy z podzielenia otrzymaliśmy 8.526 kJ/kWh należy wpisać wskaźnik 8.530 kJ/kWh.

Wiersz 3 - przez produkcję ciepła rozumie się ciepło wytworzone na cele technologiczne lub grzewcze.

Produkcja ciepła w skojarzeniu jest to ciepło otrzymane z upustów i wylotów turbin parowych i przeznaczone na cele technologiczne lub grzewcze.

Wzory obliczeniowe dla określenia ilości ciepła wysłanego na zewnątrz elektrowni określa Polska Norma PN-93/M-35500.

Wiersze 4 i 5 - należy podać ilość i wartość ciepła sprzedanego do sieci przedsiębiorstw dystrybucji ciepła.

ZAŁĄCZNIK Nr  7

G-10.4

Sprawozdanie o działalności podstawowej przedsiębiorstwa dystrybucyjnego za miesiąc ............... 199.... r.a za rok .........a

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.4

Sprawozdanie ze sprzedaży energii elektrycznej jest sprawozdaniem skonsolidowanym, obejmującym działające na rzecz dystrybucji energii elektrycznej podległe Spółki z o.o., lub w których jednostka macierzysta posiada udział większościowy.

Sprawozdanie G-10.4 jest sprawozdaniem przedsiębiorstwa i na sposób jego sporządzania nie może mieć wpływu struktura organizacyjna przedsiębiorstwa. Jeżeli działalność przedsiębiorstwa jest prowadzona z wyodrębnieniem rejonów czy wydzielonych w inny sposób obszarów działalności, to rozliczenia pomiędzy wyodrębnionymi spółkami z o.o. a jednostką sprawozdawczą stanowią rozrachunek wewnętrzny i powinny być eliminowane w skali przedsiębiorstwa.

Reguły sporządzania sprawozdania G-10.4 pod tym względem są analogiczne jak sprawozdań finansowych dla jednostek sprawozdawczych posiadających jednostki wewnętrzne lub zorganizowanych w postaci grupy kapitałowej, (ustawa o rachunkowości art. 51 i 55).

Dział 1. Sprzedaż energii elektrycznej

Należy podać ilość i wartość sprzedanej energii elektrycznej w układzie taryfowym. Korekty zużycia powinny być uwzględnione w tych miesiącach, w których zostały wprowadzone. Do sprzedaży energii elektrycznej przyjmuje się również faktury z tytułu nielegalnego poboru energii elektrycznej i nadużyć taryfowych.

Rubryka 1 - przez odbiorcę rozumie się:

- w taryfie A i B - punkt zasilania w energię elektryczną wyposażony w układ pomiarowo-rozliczeniowy,

- w pozostałych taryfach - każdy licznik energii elektrycznej służący do rozliczeń pomiędzy dostawcą a odbiorcą, a w przypadku rozliczeń ryczałtowych każdy punkt odbioru połączony w sposób stały z siecią zasilającą.

Rubryka 2 - ilość energii elektrycznej czynnej powinna wynikać z odczytów przyrządów pomiarowych i powinna być zgodna z ilością energii zafakturowanej odbiorcom.

Rubryka 3 - wartość energii elektrycznej stanowi sumę należności określonych do zapłacenia przez odbiorcę za pobraną energię elektryczną.

Wartość energii elektrycznej powinna wynikać z ilości zużytej energii elektrycznej i ceny za energię elektryczną ustalonej w danej taryfie (wartość energii elektrycznej powinna być pomniejszona o VAT).

Rubryka 4 - opłatę za energię bierną podaje się jako saldo wartości wynikającej z pobranej energii podlegającej opłacie i ceny za tę energię oraz udzielonych bonifikat. Jeżeli saldo opłat i bonifikat jest ujemne, należy je podać ze znakiem "-".

Rubryka 5 - przez opłaty stałe rozumie się opłaty za moc w taryfach wieloczłonowych i opłaty eksploatacyjne.

Opłaty za moc obejmują:

1) miesięczną ratę rocznej opłaty za moc umowną,

2) miesięczną opłatę za moc obrachunkową,

3) miesięczną opłatę za nadwyżkę mocy obrachunkowej ponad moc umowną,

4) opłaty za podwyższoną pewność zasilania, pochodne od stawki za moc umowną.

Do opłat stałych zalicza się również opłaty za obsługę eksploatacyjną układów pomiarowo-rozliczeniowych - są to tzw. opłaty eksploatacyjne. Zakres obsługi i wysokości opłat określone są w "Cenniku".

Rubryka 6 - należy podać sumę opłat za energię elektryczną czynną, bierną oraz opłat stałych.

Rubryka 7 - średnią cenę oblicza się poprzez podzielenie kwoty faktury (rubr. 6) przez ilość energii elektrycznej czynnej (rubr. 2). Średnią cenę należy podawać w zł za MWh z dwoma miejscami po przecinku.

Taryfa pracownicza - do grupy odbiorców rozliczanych w taryfie pracowniczej (wiersz 28) należy zaliczyć wszystkich odbiorców rozliczanych w tej taryfie przez przedsiębiorstwa dystrybucyjne, pomimo umieszczenia tych samych odbiorców w grupie gospodarstw domowych (wiersz 26) lub gospodarstw rolnych (wiersz 27).

Dział 2. Sprzedaż energii elektrycznej w szczycie i dolinie nocnej oraz moc umowna i obrachunkowa

Rubryki 1 i 2 - należy podać energię elektryczną zużytą w szczycie i dolinie nocnej (dla taryf A23 i B23 podajemy w rubr. 1 energię zużytą w szczycie przedpołudniowym, a w rubr. 2 energię zużytą w szczycie popołudniowym). Dotyczy to taryf dwu- i trójczasowych, w których oddzielnie mierzona jest energia nocna lub szczytowa. Wykazywana ilość powinna być zgodna z ilością zafakturowaną odbiorcom po cenach obowiązujących dla strefy nocnej lub szczytowej. Zużycie nocne wg taryfy pracowniczej powinno być dołączone do taryfy G12.

Godziny trwania szczytu i doliny nocnej określa "Cennik".

Rubryki 3 do 6 - dane dotyczą taryf dwuczłonowych. Należy podać sumę mocy umownej i obrachunkowej oraz wartość opłat za tę moc.

Dział 3. Skrócony bilans energii elektrycznej

Bilans energii elektrycznej należy sporządzać dla "fizycznych" przepływów energii w sieci, niezależnie od rozliczeń ekonomiczno-finansowych pomiędzy wytwórcami, PSE SA i dystrybutorami.

Wiersze 01 do 05 - obejmują energię wprowadzoną do sieci spółki dystrybucyjnej bezpośrednio z transformatorów blokowych elektrowni własnych lub przedsiębiorstw wytwórczych elektroenergetyki uczestniczących w hurtowym obrocie energią elektryczną.

Przez własne elektrownie przedsiębiorstw dystrybucyjnych rozumie się również spółki z o.o. powołane do eksploatacji elektrowni cieplnych i wodnych w pełni zależne, lub w których przedsiębiorstwo dystrybucyjne ma udział większościowy.

Skrót HOEE oznacza Hurtowy Obrót Energią Elektryczną czyli przedsiębiorstwa wytwórcze i dystrybucyjne kupujące lub sprzedające energię elektryczną (od) do przedsiębiorstwa przesyłowego PSE SA (łącznie z PSE SA).

Wiersz 06 - obejmuje energię elektryczną pobraną z sieci przesyłowej w polu transformatorów 400/110, 220/110, liniami 220 kV lub 110 kV.

Wiersz 07 - obejmuje energię elektryczną wprowadzoną do sieci przedsiębiorstwa z innych przedsiębiorstw dystrybucyjnych na napięciu 110 kV oraz SN i nN.

Wiersze 08 do 10 - obejmują energię elektryczną wprowadzoną do sieci spółki ze wszystkich innych rodzajów elektrowni (źródeł lokalnych), tzn.:

- cieplnych elektrowni zawodowych niezależnych czyli elektrowni zaliczanych w EKD (Europejskiej Klasyfikacji Działalności) do grupy 40.10, które nie biorą udziału w hurtowym obrocie energią elektryczną, dla których ceny za energię elektryczną w sprzedaży do przedsiębiorstw dystrybucyjnych są cenami umownymi,

- elektrowni przemysłowych (niezawodowych) działających poza HOEE,

- elektrowni wodnych oraz źródeł niekonwencjonalnych jak elektrownie wiatrowe, biogazowe itp.

Wiersz 11 - należy podać energię wprowadzoną do sieci dystrybucyjnej z zagranicy, niezależnie od sposobu jej rozliczania.

Wiersz 13 - przez sprzedaż odbiorcom finalnym rozumie się sprzedaż wg cen urzędowych zatwierdzonych przez Ministerstwo Finansów (nie należy tu zaliczać energii zużywanej przez jednostkę, ta ilość energii powinna być wykazana w wierszu 16).

Wiersz 14 - należy podać energię elektryczną oddaną innym przedsiębiorstwom dystrybucyjnym na napięciu 110 kV i niżej.

Wiersz 15 - należy podać energię elektryczną przekazaną do sieci przesyłowej PSE SA.

Wiersz 16 - energia elektryczna zużyta na potrzeby jednostki. Przez zużycie na potrzeby przedsiębiorstwa należy rozumieć zużycie na potrzeby produkcyjne (dystrybucji) energii elektrycznej - zużycie własne sieci oraz potrzeby administracyjno-gospodarcze.

Przez cele administracyjno-gospodarcze rozumie się zużycie przez:

- budynki zarządu i administracji,

- stołówki,

- pranie odzieży roboczej,

- przychodnie lekarskie przemysłowej służby zdrowia,

- inne obiekty działalności zarządu i działalności bytowej.

Wiersz 17 - należy podać energię elektryczną zużytą na potrzeby sieci.

Wiersz 18 - obejmuje pobór energii elektrycznej na pompowanie wody w elektrowniach szczytowo-pompowych z sieci dystrybucyjnej.

Wiersz 19 - obejmuje energię elektryczną oddaną za granicę na napięciu 110 kV i niższym.

Wiersz 21 - wskaźnik strat (%) należy obliczać jako iloraz strat i różnicy bilansowej (wiersz 20) i energii wprowadzonej do sieci (wiersz 12) i podawać z dokładnością do dwóch miejsc po przecinku.

Dział 4. Zakup energii elektrycznej

A. Za pośrednictwem PSE SA

Rubryki 1 i 2 dotyczą energii pobranej przez spółki dystrybucyjne z sieci przesyłowej (PSE SA).

Rubryki 3 i 4 dotyczą przypadków, kiedy energia elektryczna z transformatorów blokowych elektrowni wchodzi bezpośrednio do sieci spółki dystrybucyjnej i jest rozliczana za pośrednictwem PSE SA.

B. Bez pośrednictwa PSE SA

Zakup energii elektrycznej bez pośrednictwa PSE SA może obejmować zakup energii elektrycznej z innych przedsiębiorstw dystrybucyjnych i wytwórczych HOEE oraz ze źródeł lokalnych wymienionych w dziale 3 sprawozdania.

Wartość energii elektrycznej zakupionej z pozostałych elektrowni (wiersz 1, rubryka 6) powinna być równa sumie wierszy 21, 22, 23 z działu 5. Wartość energii elektrycznej zakupionej z przedsiębiorstw wytwórczych HOEE powinna być równa wartości wykazanej w dziale 5, wiersz 20.

Dział 5. Rachunek zysków / strat na energii elektrycznej, w zł

Przy ustalaniu przychodów i kosztów obowiązują ogólne zasady rachunkowości, w tym zasada realizacji (memoriałowa) i współmierności.

W myśl zasady memoriałowej, przychody zalicza się do osiągniętych i koszty do poniesionych w okresie ich wystąpienia, a nie w okresie, w którym dokonano zapłaty, czy też poniesiono faktyczne wydatki. Zgodnie z zasadą współmierności uznaje się za koszty danego okresu sprawozdawczego te koszty, które są związane z przychodami tego okresu (określone przez zasadę realizacji). W związku z obowiązującymi zasadami rozliczeń między podmiotami uczestniczącymi w tzw. hurtowym obrocie energią elektryczną (HOEE), zasada współmierności dotyczy również rozliczeń wewnętrznych elektroenergetyki.

Sprzedaż energii elektrycznej lub usługi związanej z jej dostawą do innego podmiotu uczestniczącego w HOEE powinna znaleźć w tym samym okresie pełne odzwierciedlenie jako koszt zakupionej przez ten podmiot energii elektrycznej lub usługi.

Wiersz 01 - sprzedaż ogółem obejmuje przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, (prowadzonej na rachunek przedsiębiorstwa) odbiorcom finalnym, innym dystrybutorom, za granicę oraz sprzedaży usług związanych z dostawą energii elektrycznej.

Wiersz 10 - koszty sprzedanej energii elektrycznej obejmują następujące grupy kosztów:

- koszt techniczny wytwarzania i dystrybucji,

- zakup energii elektrycznej za pośrednictwem PSE SA obejmujący opłatę za energię elektryczną, opłaty przesyłowe i handlowe oraz opłaty za usługi systemowe i rezerwowanie mocy,

- zakup energii elektrycznej bezpośrednio u wytwórców,

- zakup u innych dystrybutorów (energii elektrycznej lub usług tranzytowych),

- zakup z importu na rachunek przedsiębiorstwa.

Wiersz 11 - przez koszt techniczny wytwarzania i dystrybucji rozumie się koszty wytwarzanej energii elektrycznej w eksploatowanych przez przedsiębiorstwo elektrowniach cieplnych i wodnych, jeżeli przedsiębiorstwo dystrybucyjne je posiada oraz koszty dystrybucji energii elektrycznej rozumiane jako koszty eksploatacji sieci dystrybucyjnej i koszty obsługi odbiorców.

Wiersz 27 - jest sumą zakupu energii elektrycznej ze wszystkich kierunków.

W wierszu 28 - należy podać zakup energii elektrycznej pomniejszony o wartość energii zużytej na potrzeby własne przedsiębiorstwa.

Wybrane pozycje tego działu powinny spełniać następujące zależności:

- wiersz 02 powinien być równy sumie wartości sprzedaży odbiorcom krajowym (dział 1, wiersz 35, rubryka 6) oraz opłat dodatkowych (dział 5, wiersz 03),

- wiersz 11 powinien być równy sumie kosztów podanych w dziale 6 (wiersz 01, rubryka 1 + 2 + 3),

- wiersz 13 powinien być równy sumie wartości energii zakupionej z sieci PSE SA (dział 4A, wiersz 4, rubryka 2) oraz bezpośrednio z elektrowni (dział 4A, wiersz 4, rubryka 4), pomniejszonej o upust z tytułu taryfy pracowniczej.

Dział 6. Koszt techniczny dystrybucji energii elektrycznej i wytwarzania w elektrowniach wodnych, w zł

Koszty techniczne wytwarzania i dystrybucji przedstawione są w układzie kalkulacyjnym utworzonym w taki sposób, że działalność w zakresie dystrybucji energii elektrycznej dzieli się pierwotnie na: działalność podstawową i pomocniczą.

W ramach działalności podstawowej wydzielone są następujące elementy kosztów:

- materiały i energia,

- wynagrodzenia i świadczenia,

- amortyzacja,

- podatki i opłaty,

- pozostałe koszty działalności podstawowej,

- w tym usługi obce.

Pozycja "materiały i energia" obejmuje zużycie materiałów i energii (bez energii elektrycznej zużytej na potrzeby przedsiębiorstwa) przez wydziały działalności podstawowej w procesie eksploatacji i obsługi odbiorców, z wyjątkiem materiałów zużytych w remontach i wydziałach pomocniczych. Zużycie materiałów i energii wycenia się wg rzeczywistych cen zakupu. W pozycji tej ujmuje się również koszty zakupu.

Wynagrodzenia i świadczenia obejmują poza wynagrodzeniami następujące rodzaje kosztów:

- składki z tytułu: ubezpieczeń społecznych, na fundusz pracy oraz fundusz gwarancyjnych świadczeń społecznych,

- odpisy na zakładowy fundusz świadczeń socjalnych,

- dopłaty do biletów na dojazdy do pracy,

- świadczenia rzeczowe z zakresu BHP, posiłki regeneracyjne, środki czystości,

- wydatki na odzież ochronną i roboczą,

- szkolenie i dokształcanie pracowników,

- ekwiwalent za pranie odzieży roboczej i używanie narzędzi i sprzętu stanowiącego własność pracownika,

- inne.

Do kosztów działalności podstawowej należy zaliczyć podatki i opłaty (jeżeli nie są zaliczane do kosztów zarządu) takie, jak podatek od gruntów i nieruchomości, środków transportu i inne podatki o charakterze lokalnym i opłaty typu podatkowego.

Do pozostałych kosztów należy zaliczać inne koszty układu rodzajowego, nie objęte składnikami wymienionymi dla działalności podstawowej, np. usługi obce na rzecz działalności podstawowej.

Do usług obcych należy zaliczać usługi wykonywane na rzecz przedsiębiorstwa przez inne przedsiębiorstwa. Do usług obcych nie należy zaliczać wzajemnie świadczonych usług pomiędzy jednostkami (spółkami z o.o.) własnego przedsiębiorstwa.

Koszty działalności pomocniczej są rozdzielone na dwie złożone pozycje:

- koszty remontów,

- koszty wydziałów pomocniczych.

Koszty remontów obejmują remonty budynków i budowli, maszyn i urządzeń oraz innych środków trwałych zaliczonych do miejsc powstawania kosztów wytworzenia i dystrybucji energii elektrycznej. Mogą to być remonty wykonane we własnym zakresie lub zlecone innym wykonawcom. Koszty remontów grupują wszystkie pozycje kosztów działalności operacyjnej, tj. materiały wraz z kosztami zakupu, płace i świadczenia na rzecz pracowników, amortyzację sprzętu i transportu technologicznego, obce usługi remontowe, koszty wydziałów pomocniczych itp.

Koszty wydziałów pomocniczych obejmują koszty działalności wydziałów wyodrębnionych w wykazie miejsc powstawania kosztów jako pomocnicze, świadczące usługi na rzecz więcej niż jednego wydziału działalności podstawowej lub na rzecz odbiorców zewnętrznych, np.: wydziału transportu i sprzętu zmechanizowanego, budowlane i naprawcze.

Koszty dystrybucji obejmują rozdział energii elektrycznej - eksploatacja sieci dystrybucyjnej (rubryka 1) i koszty obsługi odbiorców (rubryka 2).

Wiersze 10-11 - należy podać przeciętną w miesiącu wartość środków trwałych dotyczących rozdziału (eksploatacji własnej sieci dystrybucyjnej), obsługi odbiorców i elektrowni wodnych.

Do środków trwałych produkcyjnych należy zaliczać wszystkie środki trwałe, których amortyzacja obciąża koszty energii elektrycznej.

Dział 7. Elektrownie wodne

Wiersze 2-3 - dane o mocy osiągalnej i dyspozycyjnej należy podawać jako średnie z dni roboczych miesiąca z dokładnością do 0,1 MW.

Wiersz 4 - produkcja energii elektrycznej brutto pomniejszona o zużycie własne powinna zgadzać się z wielkością wykazaną w dziale 3, wiersz 02.

Wiersz 5 - produkcja z wody dopompowanej dotyczy elektrowni szczytowo-pompowych.

W rubryce 2 i 3 należy podać dane dotyczące produkcji i zużycia energii elektrycznej w podziale na napięcia - wydzielić energię oddaną do sieci 110 kV i SN.

Różnica pomiędzy energią ogółem a sumą rubryk 2 + 3 stanowi energię elektryczną oddawaną na niskie napięcie.

Dział 8. Należności za energię elektryczną i gaz, w zł

Przez należności rozumie się kwoty należne od odbiorców z tytułu sprzedaży energii elektrycznej. Do należności nie należy zaliczać opłat za przekroczenie terminu płatności.

Dla odbiorców fakturowanych w cyklu miesięcznym należności ogółem ustala się jako saldo wartości faktur rozliczeniowych wystawionych odbiorcom za energię elektryczną zużytą w miesiącu sprawozdawczym i kwot zapłaconych w ramach rozliczeń jako rachunki zaliczkowe i wszelkie inne wpłaty. Należności przeterminowane będą stanowić sumę rachunków, których płatność przypada na miesiąc sprawozdawczy, pomniejszoną o kwoty rachunków zapłaconych.

Przez należności przeterminowane ogółem (rubryka 2) rozumie się należności, których płatność upłynęła w miesiącu sprawozdawczym. Należności przeterminowane co najmniej trzy miesiące (rubryka 3) są to należności, których termin płatności upłynął przed trzema miesiącami.

Gospodarstwa domowe rozliczane miesięcznie należy wykazywać w wierszu 2.

Przez straty z tytułu zakończonych postępowań sądowych i bankowych należy rozumieć ilość środków umorzonych i zaliczonych w straty wskutek uprawomocnionych postępowań.

ZAŁĄCZNIK Nr  8

G-10.4(PSE)

Sprawozdanie z działalności przesyłowej energii elektrycznej za miesiąc .... 199 ... r. za rok ....... a

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.4 (PSE)

Dział 1. Bilans energii elektrycznej w sieci PSE SA

Przychód, wiersze 01-05 - obejmuje energię wprowadzoną do sieci najwyższych napięć (400 i 220 kV), ewentualnie do sieci 110 kV, jeżeli energia z elektrowni wpływa do rozdzielni 110 kV, której właścicielem jest PSE SA.

Zakup energii z pozostałych elektrowni, które mogą zasilić sieć PSE SA należy wykazywać w wierszu 03.

Wiersz 04 - obejmuje energię wpływającą z sieci dystrybucyjnej do sieci PSE SA.

Wiersz 05 - obejmuje energię wpływającą do sieci PSE SA z zagranicy, na napięciu 400 i 220 kV. Dostawa z zagranicy bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej nie powinna wchodzić do bilansu PSE SA.

Rozchód, wiersze 07-12 - obejmują energię odprowadzoną z sieci PSE SA niezależnie od sposobu rozliczania finansowego tej energii.

Wiersz 07 - obejmuje sprzedaż energii odbiorcom finalnym z sieci 220 kV niezależnie od tego, kto prowadzi inkaso.

Wiersz 08 - obejmuje energię elektryczną zużytą na potrzeby własne stacji PSE SA.

Wiersz 09 - obejmuje energię przekazaną do sieci dystrybucyjnej, bez względu na to, na jakim napięciu.

Wiersz 10 - obejmuje energię pobraną przez elektrownie szczytowo-pompowe (Porąbka-Żar i Żarnowiec) z sieci najwyższych napięć.

Wiersz 13 - stanowi różnicę energii wprowadzonej do sieci (wiersz 06) i energii oddanej (wiersz 07 do 12).

Wiersz 14 - wskaźnik strat powinien być liczony jako iloraz strat i różnicy bilansowej oraz energii wprowadzonej do sieci (wiersz 06).

Dział 2. Zysk / strata na sprzedaży energii elektrycznej w PSE SA, w zł

Dział 2 - obejmuje rozliczenie wyniku finansowego na działalności związanej z hurtowym obrotem energią elektryczną pomiędzy podsektorem wytwarzania, przesyłu i dystrybucji w zakresie określonym "Zasadami hurtowego obrotu energią elektryczną w krajowym systemie elektroenergetycznym".

Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej obejmują:

- sprzedaż energii elektrycznej przedsiębiorstwom dystrybucyjnym łącznie z opłatami za przesyłanie i handlową obsługę,

- opłaty za obsługę handlową od wytwórców,

- opłaty za przesyłanie o wytwórców,

- sprzedaż eksportową,

- opłaty za usługi systemowe i rezerwę mocy dla dystrybutorów.

Koszty uzyskania przychodów stanowi suma kosztów:

- zakupu mocy i energii od wytwórców łącznie z premiami płaconymi wytwórcom przez PSE SA, np.: na pokrycie kosztów finansowych, utrzymanie zapasów węgla oraz kosztów utrzymania wyższej dyspozycyjności z tytułu eksportu,

- zakupu usług systemowych,

- zakupu energii elektrycznej z importu,

- przesyłania,

- sprzedaży,

- ogólnego zarządu,

- finansowych związanych z obrotem energią elektryczną.

Zysk/strata na sprzedaży będzie różnicą pomiędzy przychodami (wiersz 01) a kosztem uzyskania przychodów (suma wierszy 02-08).

Działy 3-6 stanowią rozliczenie wyodrębnionej działalności przesyłowej, handlowej, sprzedaży na eksport oraz obrotu energią elektryczną.

Dział 3. Zysk / strata na obrocie energią elektryczną w PSE SA, w zł

Dział 3 obejmuje rozliczenie obrotu energią elektryczną w PSE SA. Przychody wynikają ze sprzedaży energii elektrycznej spółkom dystrybucyjnym w obrocie wewnętrznym.

Koszty uzyskania przychodów stanowi suma kosztów:

- zakup mocy i energii elektrycznej od wytwórców,

- zakupu usług systemowych,

- zakupu energii elektrycznej z importu.

Wynik na obrocie jest różnicą pomiędzy przychodami (wiersz 01+04) a kosztem uzyskania przychodów [(suma wierszy (05+06+07+08+09+10))].

Dział 4. Zysk / strata na działalności przesyłowej, w zł

Za przychody w działalności przesyłowej przyjmuje się opłaty za przesyłanie od wytwórców i dystrybutorów.

Koszt uzyskania przychodów stanowi suma kosztów:

- przesyłania,

- ogólnego zarządu,

- finansowych związanych z tą działalnością.

Zysk / strata na działalności przesyłowej jest różnicą pomiędzy przychodami (wiersz 3) a kosztem uzyskania przychodów [suma wierszy (4+5)].

Dział 5. Zysk / strata na działalności handlowej, w zł

Przychody w działalności handlowej stanowią opłaty za handlową obsługę od dystrybutorów i wytwórców.

Koszty uzyskania przychodów stanowi suma kosztów:

- sprzedaży - działalność handlowa PSE SA,

- ogólnego zarządu,

- finansowych związanych z tą działalnością.

Zysk / strata na działalności handlowej stanowi różnicę pomiędzy przychodami (wiersz 3) a kosztami uzyskania przychodów [suma wierszy (4+5)].

Dział 6. Zysk / strata na wymianie z zagranicą, w zł

Przychód w wymianie z zagranicą stanowi eksport energii elektrycznej.

Koszty uzyskania przychodów stanowi suma kosztów:

- zakupu energii elektrycznej od wytwórców,

- przesyłania,

- handlowych,

- ogólnego zarządu,

- finansowych związanych z tą działalnością.

Zysk / strata na sprzedaży z zagranicą będzie różnicą pomiędzy przychodami (wiersz 1) a kosztem uzyskania przychodów [suma wierszy 2-6].

Dział 7. Koszty przesyłania w układzie kalkulacyjnym, w zł

Układ kalkulacyjny kosztów przesyłania podobnie jak w pozostałych podsektorach elektroenergetyki jest utworzony wg następujących kryteriów:

a) rodzajów działalności - gdzie wydziela się działalność podstawową i pomocniczą,

b) wyodrębnienia w działalności podstawowej następujących składników kosztów:

- materiałów i energii,

- wynagrodzeń i świadczeń na rzecz pracowników,

- amortyzacji,

- podatków i opłat,

- pozostałych kosztów.

Wynagrodzenia i świadczenia obejmują koszty rodzajowe:

- wynagrodzenie pracowników,

- narzuty na wynagrodzenia,

- pozostałe świadczenia na rzecz pracowników.

Do pozostałych kosztów należy zaliczać inne koszty układu rodzajowego, nie objęte składnikami wymienionymi dla działalności podstawowej, jak np. usługi obce na rzecz eksploatacji sieci najwyższych napięć.

Na koszty działalności pomocniczej składają się dwie pozycje kosztów złożonych:

- koszty remontów,

- koszty wydziałów pomocniczych.

Koszty remontów obejmują remonty budynków, budowli, maszyn i urządzeń oraz innych środków trwałych zaliczonych do miejsc powstawania kosztów przesyłania energii elektrycznej.

Mogą to być remonty wykonane systemem własnym lub zleconym.

Koszty remontów grupują wszystkie pozycje kosztów działalności operacyjnej, tj. materiały wraz z kosztami zakupu, płace i świadczenia na rzecz pracowników, amortyzację sprzętu i transportu technologicznego, obce usługi remontowe, koszty wydziałów pomocniczych.

Koszty wydziałów pomocniczych obejmują działalność nie zaliczoną do działalności podstawowej, jak np.:

- wydziały transportu i sprzętu zmechanizowanego,

- wydziały budowlane i naprawcze.

Wiersze 09-10 - obejmują wartość księgową środków trwałych zaangażowanych w przesyłanie energii elektrycznej, którego właścicielem jest jednostka sprawozdawcza (PSE SA).

Dział 8. Ceny transferowe w obrocie energią elektryczną

Dział obejmuje ilość i wartość sprzedanej energii elektrycznej w obrocie wewnętrznym pomiędzy wytwórcami, PSE SA i dystrybutorami oraz wymianę z zagranicą wg zawartych kontraktów.

Ceny powinny wynikać z ilorazu wartości (rubryka 2) i ilości (rubryka 1) energii elektrycznej biorącej udział w obrocie.

ZAŁĄCZNIK Nr  9

G-10.5

Sprawozdanie o stanie urządzeń elektrycznych i kosztach według napięć za 199 ...... rok

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.5

Dział 1. Linie elektryczne i stacje

Rubryki 1 do 5 - długość linii elektrycznych wysokich napięć należy podawać wg napięć znamionowych, na które linia została zbudowana.

Długość linii średnich i niskich napięć należy wykazywać wg napięć roboczych.

Długość linii elektrycznych napowietrznych na słupach stalowych, betonowych i drewnianych należy podawać wg długości trasy.

Długość linii kablowych należy podawać wg długości kabla.

W przypadku sumowania linii napowietrznych i kablowych, linie napowietrzne i kablowe należy przeliczyć na 1 tor (także linie 4-torowe).

Przez linie średniego napięcia (SN) rozumie się linie o napięciu od 1 do 60 kV.

Przez linie elektryczne niskiego napięcia (nN) rozumie się linie elektryczne o napięciu poniżej 1 kV.

Do linii elektrycznych niskiego napięcia nie należy zaliczać przyłączy, które wykazywane są osobno.

Długość linii niskiego napięcia powinna obejmować również wydzielone linie oświetlenia ulicznego.

Linii elektrycznych niskiego napięcia z podwieszonym oświetleniem ulicznym nie należy traktować jako dwutorowych.

Rubryki 8 do 10 - przez stacje elektroenergetyczne rozumie się obiekt, którego cechą charakterystyczną jest wyposażenie w co najmniej jeden transformator lub aparaturę rozdzielczą, lub w jedno i drugie.

Moc stacji określana jest przez moc transformatorów zainstalowanych na stacji.

O przynależności stacji do określonego napięcia decyduje najwyższe napięcie sieci, z jakim współpracuje stacja elektroenergetyczna.

Przy określaniu mocy stacji należy przyjmować moc pozorną transformatorów czynnych, do których zaliczamy transformatory:

a) współpracujące z szynami stacji, siecią lub urządzeniami elektrowni względnie szynami elektrowni,

b) pozostające w rezerwie, jeżeli mają własne stanowiska i połączone są z urządzeniami czynnymi,

c) nie zdemontowane ze stanowiska jeśli stanowią majątek zakładu.

Przez wartość początkową linii lub stacji rozumie się wartość księgową zaktualizowaną wg ogólnie przyjętych zasad przewartościowania majątku trwałego.

Wartość netto jest to wartość początkowa pomniejszona o umorzenie.

Dział 2. Transformatory sieciowe

Należy podać liczbę, moc pozorną oraz wartość początkową transformatorów sieciowych, tj. transformatorów na potrzeby przesyłu i rozdziału mocy wraz z transformatorami potrzeb własnych w stacjach.

Transformatory należy uszeregować wg napięcia znamionowego sieci, do której transformator jest przyłączony.

Transformatory stanowiące zespół należy podawać jako jeden transformator (np. trzy transformatory jednofazowe).

Dział 3. Linie kablowe, w km

Dział ten obejmuje linie kablowe wg rodzaju izolacji. Należy pamiętać o zgodności danych z tej tabeli z działem 1.

Dział 4. Środki trwałe wg klasyfikacji rodzajowej, w zł

Należy podać wartość środków trwałych przedsiębiorstwa zaangażowanych do wytworzenia i dystrybucji energii elektrycznej (bez elektrowni cieplnych) wg klasyfikacji rodzajowej GUS.

Dział 5. Łączniki i przekładniki

Urządzenia należy uszeregować wg napięć znamionowych sieci, z którą współpracują.

Dział 6. Baterie kondensatorów

Należy wykazać liczbę baterii kondensatorów a nie pojedynczych kondensatorów.

Przez baterię kondensatorów rozumie się taki zespół kondensatorów, który ma wspólny łącznik, (np. wyłącznik lub odłącznik). Przez baterię rozumie się zespół jednostek kondensatorowych lub pojedynczy kondensator trójfazowy podłączony w jednym punkcie linii lub na transformatorze.

Dział 7. Dławiki do kompensacji ziemnozwarciowej

Tabelka obejmuje cewki Petersena (dławiki gaszące). Urządzenia te należy uszeregować wg napięcia znamionowego kompensowanej sieci.

Dział 8. Przyłącza

Przez przyłącze rozumie się (zgodnie z przepisami budowy urządzeń elektrycznych) urządzenie elektryczne, łączące urządzenia odbiorcze energii elektrycznej z siecią elektroenergetyczną niskich napięć, bezpośrednio lub za pośrednictwem wewnętrznej linii zasilającej.

Długość przyłącza liczy się w liniach napowietrznych od złącza do słupa, w liniach kablowych zaś do odgałęzienia.

Do długości przyłącza nie zalicza się wewnętrznej linii zasilającej, a także odcinków linii napowietrznych znajdujących się między słupami lub zastępczymi konstrukcjami wsporczymi.

Dział 9. Koszty przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej wg napięć

W dziale należy podać koszty przesyłania lub dystrybucji z podziałem na napięcia oraz koszty obsługi odbiorców.

W kosztach na napięciu 110 kV należy wydzielić stacje transformatorowe.

W kosztach linii niskich napięć i stacji SN/nN należy wydzielić oświetlenie ulic.

Przynależność linii do określonych napięć powinna być zgodna ze statystyką linii wykazywanych w dziale 1.

Koszty wg napięć należy wykazywać w układzie kalkulacyjnym, utworzonym w podany poniżej sposób.

W pierwszej kolejności koszty są dzielone wg typów działalności na:

- działalność podstawową,

- działalność pomocniczą.

W ramach działalności podstawowej wydzielone są następujące składniki:

- materiały i energia,

- wynagrodzenia i świadczenia,

- amortyzacja,

- podatki i opłaty,

- pozostałe koszty.

Do pozostałych kosztów działalności podstawowej należy zaliczać inne koszty układu rodzajowego, nie objęte składnikami wymienionymi dla działalności podstawowej, np. usługi obce na rzecz działalności podstawowej.

Do usług obcych należy zaliczać usługi wykonywane na rzecz przedsiębiorstwa przez inne przedsiębiorstwa. Do usług obcych nie należy zaliczać wzajemnie świadczonych usług pomiędzy jednostkami (spółkami z o.o.) własnego przedsiębiorstwa.

Koszty działalności pomocniczej są rozdzielone na dwie złożone pozycje:

- koszty remontów,

- koszty wydziałów pomocniczych.

Koszty remontów obejmują remonty budynków i budowli, maszyn i urządzeń oraz innych środków trwałych zaliczonych do miejsc powstawania kosztów wytworzenia i dystrybucji energii elektrycznej. Mogą to być remonty wykonane we własnym zakresie lub zlecone innym wykonawcom.

Koszty remontów grupują wszystkie pozycje kosztów działalności operacyjnej, tj. materiały wraz z kosztami zakupu, płace i świadczenia na rzecz pracowników, amortyzację sprzętu i transportu technologicznego, obce usługi remontowe, koszty wydziałów pomocniczych itp.

Koszty wydziałów pomocniczych obejmują działalność nie zaliczoną do podstawowej, jak np.:

- wydział transportu i sprzętu zmechanizowanego,

- wydziały budowlane i naprawcze.

ZAŁĄCZNIK Nr  10

G-10.3 a

Sprawozdanie o kosztach według napięć za ....... kwartał 199 ...... r.

(pominięty)

ZAŁĄCZNIK Nr  11

G-10.6

Sprawozdanie o mocy i produkcji elektrowni wodnych i źródeł odnawialnych za 199 ...... rok

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.6

Sprawozdanie wypełniają przedsiębiorstwa dystrybucyjne będące właścicielami lub kupujące energię od elektrowni wodnych lub opartych na innych odnawialnych źródłach energii oraz przedsiębiorstwa wytwórcze elektroenergetyki i wymienione w dziale 2.

Dział 1. Elektrownie wodne o dopływie naturalnym i inne źródła odnawialne

W tym dziale należy wyszczególnić własne elektrownie wodne o dopływie naturalnym (łącznie z tymi, które są eksploatowane przez powołane do tego spółki dzierżawiące majątek elektrowni wodnych) lub ewentualnie inne źródła odnawialne. Należy wpisać nazwę elektrowni oraz dane wymagane przez formularz. Moc zainstalowaną i osiągalną należy podać wg stanu na koniec roku, a moc dyspozycyjną jako średnią z dni roboczych grudnia.

Moc zainstalowaną, osiągalną i dyspozycyjną należy podawać w megawatach, tzn. dla małych elektrowni z dokładnością do tysięcznych części MW (1 kW), np. jeżeli moc osiągalna wynosi 30 kW, należy podać 0,030 MW.

W rubryce 1 należy zastosować następujące symbole:

dla elektrowni wodnych - EW,

dla elektrowni biogazowych - BG,

dla elektrowni wiatrowych - W,

dla pozostałych elektrowni - IN.

Dział 2. Elektrownie szczytowo-pompowe lub z członem pompowym

Dział ten wypełniają:

- ZEW Solina - Myczkowce sp. z o.o. - dla Elektrowni Solina,

- ZEW Dychów SA - dla Elektrowni Dychów,

- ZE Słupsk SA - dla Elektrowni Żydowo,

- ZEW Porąbka - Żar SA - dla Elektrowni Żar,

- Elektrownia Żarnowiec SA.

Dział 3. Małe elektrownie wodne niezależne i inne źródła odnawialne

W tym dziale należy wymienić małe elektrownie wodne, będące własnością osób prywatnych lub spółek, od których spółka dystrybucyjna kupuje energię elektryczną. Należy podać, jeśli jest to możliwe, ich moc zainstalowaną i osiągalną, energię wyprodukowaną oraz sprzedaną do sieci, tj. zakupioną przez spółkę dystrybucyjną. Jeżeli brak pewnych danych, należy wstawić kropkę.

W rubryce 1 należy zastosować następujące symbole:

dla elektrowni wodnych poniżej 1 MW - MEW,

dla pozostałych elektrowni wodnych - EW,

dla elektrowni biogazowych - BG,

dla elektrowni wiatrowych - W,

dla pozostałych elektrowni - IN.

ZAŁĄCZNIK Nr  12

G-10.7

Sprawozdanie o przepływie energii elektrycznej (według napięć) w sieci przedsiębiorstw dystrybucyjnych za okres od początku roku do końca I półrocza 199 ......a roku 199.....a

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.7

dla spółek dystrybucyjnych

1. Uwagi ogólne

Cele sprawozdania:

- obliczanie strat sieciowych poszczególnych napięć,

- kontrola przepływu energii elektrycznej pomiędzy sektorem wytwarzania, przesyłu i dystrybucji.

Zakres sprawozdania:

Sprawozdanie sporządzają podmioty gospodarcze dysponujące siecią dystrybucyjną w zakresie odpowiadającym stanowi posiadania majątku sieciowego i udziałowi w obrocie energią elektryczną.

2. Uwagi szczegółowe

Sprawozdanie zawiera trzy kolumny (rubryki), pozwalające na bilans napięcia 220, 110 kV, SN i nN oraz kolumnę łączną, zawierającą bilans obrotu energią elektryczną spółki dystrybucyjnej.

Bilans poszczególnych napięć powinien pozwolić na obliczenie strat sieciowych w sieci poszczególnych napięć (rubryka 1, 2, 3) lub spółki dystrybucyjnej (rubryka 4).

Napięcie 220 kV powinno być bilansowane w przypadku dostawy energii elektrycznej dla odbiorców finalnych na tym napięciu lub gdy spółka dystrybucyjna pobiera energię z sieci PSE SA na tym napięciu.

Dział 1. Energia elektryczna wprowadzona do sieci poszczególnych napięć

Wiersze 01-04 - należy wykazać energię elektryczną pobraną z transformatorów sieci o napięciu pierwotnym podanym w wierszach 01-04 do napięcia podanego w rubrykach 2 lub 3:

w wierszu 01 - powinna znaleźć się energia pobrana z transformatorów 400 kV do sieci 110 kV, ewentualnie do sieci SN,

w wierszu 02 - należy wykazać energię pobraną z transformatorów 220 kV do sieci 110 kV średniego napięcia,

w wierszach 03-04 - należy wykazać transformację w sieci dystrybucyjnej pomiędzy napięciem 110 kV i grupą SN i nN. Wiersze 03 i 04 nie wchodzą do rubryki 4 "Razem".

Wiersz 05 - należy podać energię pobraną z sieci PSE SA liniami 110 kV (rubryka 2) lub 220 kV (rubryka 1).

Wiersze 06-16 - obejmują energię wprowadzoną do sieci dystrybucyjnej z elektrowni.

Za granicę pomiędzy elektrownią a siecią dystrybucyjną przyjmuje się transformator blokowy po stronie górnego napięcia. Dotyczy to również przypadków kiedy rozdzielnie 110 kV przy elektrowni należą do elektrowni.

Przez elektrownie Hurtowego Obrotu Energią Elektryczną (HOEE) rozumie się elektrownie i elektrociepłownie zawodowe, dla których ceny urzędowe na energię elektryczną ustala Minister Gospodarki.

Elektrownie zawodowe niezależne są to elektrownie zaklasyfikowane w Europejskiej Klasyfikacji Działalności (EKD) do klasy 40.10 "wytwarzanie i dystrybucja energii elektrycznej", które sprzedają energię elektryczną po cenach umownych.

Elektrownie przemysłowe są to obiekty wytwarzania przynależne organizacyjnie do zakładów przemysłowych, które nadwyżki energii elektrycznej sprzedają do sieci spółki dystrybucyjnej po cenach umownych.

Elektrownie małe wodne są to obiekty proekologiczne, od których spółki dystrybucyjne kupują energię na warunkach specjalnych.

Wiersz 17 - obejmuje energię elektryczną wpływającą do sieci spółki dystrybucyjnej z zagranicy na napięciu 110 kV lub niższym.

Wiersze 18-27 - obejmują wymianę energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej na napięciu 110 kV lub niższym.

Wiersz 28 - stanowi sumę wierszy działu 1 z wyjątkiem wierszy 07-11 oraz wierszy 18-26.

Dział 2. Energia elektryczna oddana do sieci

Wiersze 01-04 - obejmują energię, która została przekazana do sieci innych napięć. Dane z wierszy 03 i 04 działu 2 powinny korespondować z danymi działu 1 wg następujących równości (wiersze 03 i 04 nie wchodzą do kolumny 4 "Razem"):

Dział 1 Dział 2
(wiersz, rubryka) (wiersz, rubryka)
w. 03, r. 3 = w. 04, r. 2
w. 04, r. 2 = w. 03, r. 3

Wiersz 05 - należy podać energię, która zostaje przekazana do sieci PSE SA liniami 110 kV lub ewentualnie 220 kV.

Wiersz 06 - obejmuje energię sprzedaną odbiorcom wg faktur z naliczonym podatkiem VAT.

Wiersz 07 - obejmuje energię zużytą ogółem na potrzeby własne przedsiębiorstwa.

Jest to zużycie na potrzeby eksploatacji sieci dystrybucyjnej (potrzeby produkcyjne) oraz zużycie na cele administracyjno-gospodarcze.

Wiersz 08 - należy podać energię elektryczną zużytą na potrzeby produkcyjne sieci dystrybucyjnej.

Wiersz 09 - obejmuje energię pobraną przez elektrownie wodne na pompowanie wody niezależnie od tego kto jest właścicielem elektrowni.

Wiersz 10 - obejmuje energię przekazaną na napięciu 110 kV i niżej do sieci innych krajów.

Wiersze 11-17 - obejmują energię oddaną innym spółkom dystrybucyjnym na napięciu 110 kV i poniżej.

Wiersz 19 - stanowi sumę wierszy 01-17.

Wiersz 20 - stanowi różnicę pomiędzy energią wprowadzoną (dział 1 wiersz 28) a energią oddaną (dział 2 wiersz 19).

Wiersz 21 - stanowi iloraz strat i różnicy bilansowej i energii wprowadzonej do sieci wyrażonej w procentach. Dotyczy to poszczególnych napięć oraz bilansu zbiorczego przedsiębiorstwa.

ZAŁĄCZNIK Nr  13

G-10.7 (PSE)

Sprawozdanie o przepływie energii elektrycznej (według napięć) w sieci PSE za okres od początku roku do końca I półrocza 199 ......a roku 199 .....a

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.7 (PSE) DLA ODDZIAŁÓW PSE

1. Uwagi ogólne

Cele sprawozdania:

- obliczanie strat sieciowych poszczególnych napięć,

- kontrola przepływu energii elektrycznej pomiędzy sektorem wytwarzania, przesyłu i dystrybucji.

Zakres sprawozdania:

Sprawozdanie sporządzają podmioty gospodarcze dysponujące elektryczną siecią przesyłową lub dystrybucyjną.

2. Uwagi szczegółowe

Sprawozdanie zawiera w dziale 1 i 2 rubryki pozwalające na sporządzanie bilansu napięcia 400, 220 i 110 kV oraz rubryki łączne, zawierające bilans obrotu energią elektryczną jednostki sprawozdawczej (oddziałów PSE SA).

Napięcie 110 kV (rubryka 4) powinno być bilansowane w zakresie odpowiadającym stanowi posiadania sieci o napięciu 110 kV i udziałowi w obrocie energię elektryczną. W bilansie PSE SA powinny być ujęte te przepływy energii, które mają wpływ na straty PSE SA.

Dział 1. Energia elektryczna wprowadzona do sieci poszczególnych napięć

Wiersze 01-04 - należy wykazać energię elektryczną wprowadzoną do sieci poszczególnych napięć poprzez transformację w stacjach własnej sieci przesyłowej i rozdzielczej. Wymiana energii elektrycznej z siecią dystrybucyjną odbywa się w przeważającej mierze na napięciu 110 kV, należy więc wykazać energię transformatorową do sieci przesyłowych 400 kV i 220 kV z sieci 110 kV, (ewentualnie SN).

Wiersze 05-13 - należy wykazać energię wprowadzoną do sieci PSE SA z elektrowni.

Przyjmuje się zasadę, że granicą elektrowni jest transformator blokowy po stronie wyższego napięcia. Straty w transformatorze blokowym powinny być zaliczane do potrzeb własnych elektrowni, chyba że umowy dwustronne pomiędzy PSE SA a wytwórcami stanowią, że energia elektryczna wprowadzona do sieci obejmuje również straty w transformatorach blokowych. W takim przypadku straty w sieci przesyłowej będą obciążone stratami w transformatorach blokowych.

Jeżeli rozdzielnia 110 kV w elektrowni systemowej jest własnością PSE SA (lub wytwórcy), a PSE SA pośredniczy w obrocie energią elektryczną pomiędzy wytwórcą a dystrybutorem, przy czym rozliczanie z wytwórcą nie odbywa się w tym samym miejscu co z dystrybutorem (PSE SA ponosi straty z tego tytułu), należy tę energię wprowadzić do bilansu 110 kV (rubryka 4).

Wiersz 14 - należy wykazać energię wprowadzoną z zagranicy do sieci przesyłowej 400 i 220 kV, a do sieci 110 kV wtedy, gdy wymiana odbywa się w obszarze sieci PSE objętej bilansem w kolumnie 4. W pozostałych przypadkach wymiana zagraniczna obciąża bilans sieci dystrybucyjnych.

Wiersz 15-21 - należy wykazać energię wprowadzoną do systemu sieci przesyłowej z sieci dystrybucyjnej, nie ujętą w wierszach 03 i 04. Energię należy przyporządkować napięciu, na którym następuje pobór.

Wiersz 23-26 - obejmują wymianę energii elektrycznej pomiędzy siecią przesyłową (400 i 220 kV) poszczególnych oddziałów PSE SA.

Wiersz 27 - określa energię wprowadzoną do sieci poszczególnych napięć (rubryka 1, 2, 3 i 4) oraz energię wprowadzoną do sieci PSE SA (rubryka 5). Wiersz ten powinien być sumą poszczególnych wierszy: poza wierszami 06-10, 12 oraz 15-21.

W rubryce 3 wiersze 01 i 02 nie biorą udziału w sumowaniu.

Dział 2. Energia elektryczna oddana z sieci, w MWh

Wiersze 01-04 - obejmują energię oddaną z sieci określonych w kolumnach do sieci o napięciu podanym w wierszu. Dane w wierszach 01-02 powinny być zgodne z danymi wykazywanymi w dziale 1 (wiersz 01-02).

Poniżej podajemy równości, które powinny spełniać wybrane pozycje sprawozdania.

Dział 1 Dział 2
(wiersz, rubryka) (wiersz, rubryka)
w. 01, r. 2 = w. 02, r. 1
w. 02, r. 1 = w. 01, r. 2

W wierszu 04 (rubryka 1, 2 i 3 oraz 5) należy ująć energię pobraną z uzwojeń SN transformatorów NN/110 kV na potrzeby własne stacji wspólnych NN/110 kV.

Wiersz 05 - nie powinien być wypełniany przez PSE SA.

Enetgię elektryczną sprzedawaną odbiorcom finalnym z sieci 220 kV należy wykazywać jako oddaną do sieci spółek dystrybucyjnych na napięciu 220 kV (rubryka 2) w wierszach 10-16.

Wiersz 06 - należy podać energię elektryczną zużytą ogółem na potrzeby własne PSE SA.

Energia ta nie może być zaliczana do sprzedaży.

Wiersz 07 - należy wykazać energię elektryczną zużytą na potrzeby własne stacji 400 i 220 kV PSE SA pobraną z uzwojeń SN transformatorów NN/110 kV. Energia ta nie może być zaliczana do sprzedaży.

Wiersz 08 - należy podać energię elektryczną pobraną przez elektrownie szczytowo-pompowe w cyklu pompowym na 400 kV (Żarnowiec) i 220 kV (Porąbka - Żar).

Wiersz 09 - należy podać energię oddaną, wychodzącą z sieci przesyłowej na eksport. Wymiana z zagranicą na napięciu 110 kV i niższym powinna obciążać bilans sieci dystrybucyjnej (jak wiersz 14, dział 1).

Wiersz 10-16 - należy podać energię przekazaną do sieci spółek dystrybucyjnych na napięciu 220 kV oraz 110 kV. Energia elektryczna sprzedawana odbiorcom finalnym na napięciu 220 kV powinna być wykazywana jako oddana do spółek dystrybucyjnych na tym napięciu. Jeżeli dostawa energii elektrycznej odbywa się na napięciu poniżej 110 kV należy ją podać w rubryce 110 kV z odnośnikiem poniżej tabelki, objaśniającym ile energii dostarczono na średnim napięciu.

Wiersze 18-21 - obejmują wymianę energii elektrycznej na napięciu 400 i 220 kV pomiędzy siecią poszczególnych oddziałów PSE SA.

Wiersz 22 - jest sumą wszystkich wierszy działu. W kolumnie 3 wiersze 01 i 02 nie biorą udziału w sumowaniu.

Wiersz 23 - stanowi różnicę pomiędzy energią wprowadzoną (dział 1, wiersz 27) a energią oddaną (dział 2, wiersz 22).

Wiersz 24 - stanowi iloraz strat i różnicy bilansowej (dział 2, wiersz 23) oraz energii wprowadzonej do sieci (dział 1, wiersz 27).

Dotyczy to również bilansu PSE SA, rubryka 5.

ZAŁĄCZNIK Nr  14

G-10.8

Sprawozdanie o sprzedaży i zużyciu energii elektrycznej według jednostek podziału administracyjnego za 199 ... rok

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.8

1. Zużycie energii elektrycznej

Przedsiębiorstwa dystrybucyjne wykazują zużycie energii elektrycznej dla poszczególnych województw na odrębnych formularzach, z wyszczególnieniem miast województwa.

Przyjmuje się następujący zapis danych na formularzu:

- poz. 1 - województwo razem,

z tego:

- poz. 2 - wieś,

- poz. 3 - miasta razem,

- pozycje następne - wyszczególnienie miast w układzie alfabetycznym,

z symbolem terytorialnym, poczynając od miasta

wojewódzkiego.

2. Zasady podziału administracyjnego

Obowiązuje wykaz jednostek administracyjnych wg stanu na koniec roku sprawozdawczego.

Zmiany podziału administracyjnego, jakie zachodzą na terenie województw powinny być aktualizowane na bieżąco przez przedsiębiorstwa na podstawie danych GUS. Symbole miast i województw należy przyjmować zgodnie z wykazem GUS.

3. Zasady określania grup zużycia

Zasady podziału zużycia na grupy odbiorców oraz pojęcie "odbiorcy" należy rozumieć analogicznie jak w sprawozdaniu G-10.4.

ZAŁĄCZNIK Nr  15

G-10.9

Sprawozdanie o działalności ciepłowni i dystrybutorów ciepła za kwartał .... 199... r.

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.9

Dział 1. Produkcja ciepła i zużycie paliw

Wiersz 01 - należy podać moc osiągalną kotłów produkujących ciepło na cele grzewcze lub przemysłowe.

Moc osiągalna wynika z mocy podanej na tabliczce znamionowej kotła z uwzględnieniem starzenia się lub istotnych modernizacji urządzenia. Jest to maksymalna moc kotłów wyrażona w megawatach (MW). W przypadku określenia mocy kotła na tabliczce znamionowej w Gcal/h - przelicznik jest następujący:

1 Gcal/h = 1,163 MW

Wiersz 02 - należy podać ilość ciepła wytworzoną przez kotły w okresie sprawozdawczym, tzn. produkcję ciepła brutto (łącznie z potrzebami własnymi).

Określenie produkcji ciepła musi być dokonywane na podstawie ilości nośnika, jego temperatury oraz w przypadku pary - ciśnienia na wyjściu z kotła i powrocie.

Produkcja ciepła w przypadku braku pomiarów może być określona na podstawie energii chemicznej paliwa, doprowadzonej do kotła albo wskaźnika strat ciepła w kotle.

Wskaźnik sprawności albo wskaźnik strat powinien być określony dla każdego eksploatowanego kotła drogą ekspertyzy lub odpowiednimi pomiarami.

Wiersz 03 - należy podać ilość ciepła oddanego na zewnątrz na potrzeby ogrzewania lub na cele przemysłowe, rozumianą jako produkcję netto (bez potrzeb własnych).

Wiersz 04 - zużycie węgla należy określić na podstawie ilości dostarczonego węgla oraz stanu składowisk i ewentualnych ubytków, jeśli są wyliczane w przedsiębiorstwie.

Wiersz 05 - średnia wartość opałowa powinna być określana na podstawie parametrów podanych przez dostawcę lub własnych pomiarów, jeśli są wykonywane.

Wiersz 06 - energię z węgla kamiennego należy liczyć wg wzoru:

B x Qp

QB = ---------

1000

gdzie:

QB [GJ] - energia chemiczna z węgla,

B[t]- ilość zużytego węgla,

kJ

Qp -- - średnia wartość opałowa.

kg

Wiersz 07 - energię z innych paliw należy wyliczać analogicznie jak dla węgla, tzn. ilość zużytego paliwa przemnożyć przez średnią wartość opałową i podzielić przez tysiąc.

Wiersz 08 - należy podać sumę energii chemicznej z węgla i innych paliw, jeśli są używane (sumą wierszy 06 i 07).

Wiersze 09 i 10 - jednostkowe zużycie paliwa na ciepło oblicza się przez podzielenie ilości zużytej energii chemicznej paliwa przez produkcję ciepła ogółem (wiersz 08/wiersz 02), albo ciepła grzewczego i przemysłowego (wiersz 08/wiersz 03).

Wskaźnik ten powinien być większy od tysiąca i zawierać się w podziale 1100-1400. Odwrotnością jednostkowego zużycia paliwa jest wskaźnik sprawności wytwarzania ciepła.

Dział 2. Przychody i koszty produkcji i dystrybucji ciepła

Wiersze 01-02 - należy podać ilość i wartość sprzedanego ciepła z własnej produkcji, która jest wykazywana w dziale 1. Ilość sprzedanego ciepła nie powinna być większa od ciepła wyprodukowanego.

Wiersze 03-04 - należy podać ilość i wartość sprzedanego ciepła, zakupionego od innych wytwórców. Jeśli występują trudności techniczne z podziałem ciepła sprzedawanego na ciepło własne i zakupione, należy przyjąć, że cena ciepła sprzedanego jest jednakowa, a ilość ciepła sprzedanego jest proporcjonalna do produkcji i zakupu.

Wiersze 05-08 - należy podawać koszt ciepła z własnej kotłowni, którego ilość została podana w dziale 1.

Wiersz 05 - koszty wytwarzania ciepła ogółem rozumiane są jako suma technicznego kosztu wytwarzania ciepła i kosztów zarządu.

Wiersz 06 - należy podać koszty węgla wraz z kosztami transportu oraz koszty innych paliw, jeśli są zużywane.

Wiersz 07 - należy podać amortyzację środków trwałych związanych z produkcją ciepła.

Wiersz 08 - należy podać koszty remontów urządzeń do produkcji energii cieplnej.

Wiersz 09 - należy podać wysokość kwot zapłaconych za ciepło zakupione w celu odsprzedaży.

Wiersze 10-12 - należy podawać koszty przesyłania, rozdziału i obsługi odbiorców ciepła - zarówno ciepła z własnej produkcji, jak i zakupionego.

Wiersz 11 - należy podać koszty remontów sieci ciepłowniczej będącej własnością przedsiębiorstwa.

Wiersz 12 - należy podać amortyzację środków trwałych, związanych z dystrybucją ciepła.

Wiersz 13 - jednostkowy koszt wytwarzania ciepła należy obliczyć przez podzielenie kosztu wytwarzania (dział 2, wiersz 05) przez produkcję ciepła (dział 1, wiersz 02).

ZAŁĄCZNIK Nr  16

G-11

Sprawozdanie z poboru mocy i energii elektrycznej w ..... półroczu 199... roku

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-11

Dział 1. Przebieg obciążenia w ciągu doby

Należy podać godzinowy pobór mocy jako sumę obciążenia wszystkich przyłączy zasilających w energię elektryczną jednostkę sprawozdawczą, zgodnie z prowadzoną w zakładzie dokumentacją (np. dziennik poboru mocy).

Godzinowy pobór mocy może być scharakteryzowany za pomocą wielkości średniogodzinowej lub odczytów z pełnych godzin.

Jednostki, które mają tylko liczniki energii elektrycznej jako średniogodzinowy pobór mocy, podają różnicę pomiędzy odczytem zużycia energii elektrycznej w godzinie następnej a poprzedniej, np. w wierszu pierwszym (godzina 100) należy podać różnicę odczytów z godziny 100 i 000.

Zakłady mające własną elektrownię (elektrociepłownię) podają w sprawozdaniu łączny pobór mocy z zewnątrz i z własnej elektrowni bez zużycia energii elektrycznej na potrzeby własne tej elektrowni.

Pomiar dotyczy trzeciej środy czerwca w sprawozdaniu za I półrocze i trzeciej środy grudnia w sprawozdaniu za rok.

Przy wypełnianiu tego działu należy wpisać datę przypadającą na środę pomiarową.

Obciążanie należy podać w kilowatach (kW) bez miejsc po przecinku.

Dział 2. Maksymalny pobór mocy

Wiersz 1 - należy podać dokładny czas (godzina, minuty) poboru mocy.

Wiersz 2 - należy podać wielkość maksymalnego poboru mocy (w czasie podanym w wierszu 1).

Dział 3. Pobór energii elektrycznej wg dostawców

Należy podać ilość i wartość energii elektrycznej pobranej z energetyki zawodowej, od innych dostawców zewnętrznych oraz z własnej elektrowni.

Jeżeli pobór energii elektrycznej z przedsiębiorstwa dystrybucyjnego energetyki zawodowej odbywa się wg różnych taryf, należy wymienić wszystkie taryfy stosowane w rozliczeniach za energię elektryczną.

Dla każdej taryfy należy podać moc zamówioną, opłatę stałą, ilość i opłatę za pobraną energię elektryczną. Jeżeli dostawa energii odbywa się na napięciach wysokich lub średnich, należy podać również napięcie.

Jeżeli moc zamówiona jest zróżnicowana w poszczególnych miesiącach, należy podać wielkość średnioważoną.

Opłata stała powinna obejmować opłatę za moc zamówioną, obrachunkową, za przekroczenie mocy oraz opłatę eksploatacyjną.

Opłata za pobraną energię jest iloczynem ilości pobranej całodobowo lub w strefach i odpowiadającej jej ceny.

Przy poborze z własnej elektrowni energii elektrycznej powinna być ona wyceniona wg kosztu wytworzenia.

Zmiany w prawie

Małżonkowie zapłacą za 2023 rok niższy ryczałt od najmu

Najem prywatny za 2023 rok rozlicza się według nowych zasad. Jedyną formą opodatkowania jest ryczałt od przychodów ewidencjonowanych, według stawek 8,5 i 12,5 proc. Z kolei małżonkowie wynajmujący wspólną nieruchomość zapłacą stawkę 12,5 proc. dopiero po przekroczeniu progu 200 tys. zł, zamiast 100 tys. zł. Taka zmiana weszła w życie w połowie 2023 r., ale ma zastosowanie do przychodów uzyskanych za cały 2023 r.

Monika Pogroszewska 27.03.2024
Ratownik medyczny wykona USG i zrobi test na COVID

Mimo krytycznych uwag Naczelnej Rady Lekarskiej, Ministerstwo Zdrowia zmieniło rozporządzenie regulujące uprawnienia ratowników medycznych. Już wkrótce, po ukończeniu odpowiedniego kursu będą mogli wykonywać USG, przywrócono im też możliwość wykonywania testów na obecność wirusów, którą mieli w pandemii, a do listy leków, które mogą zaordynować, dodano trzy nowe preparaty. Większość zmian wejdzie w życie pod koniec marca.

Agnieszka Matłacz 12.03.2024
Jak zgłosić zamiar głosowania korespondencyjnego w wyborach samorządowych

Nie wszyscy wyborcy będą mogli udać się osobiście 7 kwietnia, aby oddać głos w obwodowych komisjach wyborczych. Dla nich ustawodawca wprowadził instytucję głosowania korespondencyjnego jako jednej z tzw. alternatywnych procedur głosowania. Przypominamy zasady, terminy i procedurę tego udogodnienia dla wyborców z niepełnosprawnością, seniorów i osób w obowiązkowej kwarantannie.

Artur Pytel 09.03.2024
Tabletka "dzień po" bez recepty - Sejm uchwalił nowelizację

Bez recepty dostępny będzie jeden z hormonalnych środków antykoncepcyjnych (octan uliprystalu) - zakłada uchwalona w czwartek nowelizacja prawa farmaceutycznego. Wiek, od którego tabletka będzie dostępna bez recepty ma być określony w rozporządzeniu. Ministerstwo Zdrowia stoi na stanowisku, że powinno to być 15 lat. Wątpliwości w tej kwestii miała Kancelaria Prezydenta.

Katarzyna Nocuń 22.02.2024
Data 30 kwietnia dla wnioskodawcy dodatku osłonowego może być pułapką

Choć ustawa o dodatku osłonowym wskazuje, że wnioski można składać do 30 kwietnia 2024 r., to dla wielu mieszkańców termin ten może okazać się pułapką. Datą złożenia wniosku jest bowiem data jego wpływu do organu. Rząd uznał jednak, że nie ma potrzeby doprecyzowania tej kwestii. A już podczas rozpoznawania poprzednich wniosków, właśnie z tego powodu wielu mieszkańców zostało pozbawionych świadczeń.

Robert Horbaczewski 21.02.2024
Standardy ochrony dzieci. Placówki medyczne mają pół roku

Lekarz czy pielęgniarka nie będą mogli się tłumaczyć, że nie wiedzieli komu zgłosić podejrzenie przemocy wobec dziecka. Placówki medyczne obowiązkowo muszą opracować standardy postępowania w takich sytuacjach. Przepisy, które je do tego obligują wchodzą właśnie w życie, choć dają jeszcze pół roku na przygotowania. Brak standardów będzie zagrożony grzywną. Kar nie przewidziano natomiast za ich nieprzestrzeganie.

Katarzyna Nocuń 14.02.2024