Obowiązki sprawozdawcze w zakresie gospodarki paliwowo-energetycznej.

ZARZĄDZENIE

MINISTRA PRZEMYSŁU I HANDLU

z dnia 25 listopada 1996 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), 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 i brykietami z węgla kamiennego,

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 przemysłowej energii elektrycznej,

9) G-10.5 - sprawozdanie o stanie urządzeń elektrycznych i kosztach według napięć,

10) G-10.5a - 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 PSE,

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.

2. Formularze sprawozdań, o których mowa w ust. 1, stanowią odpowiednio załączniki od nr 1 do nr 15.

§ 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 czy jest to działalność podstawowa, czy drugorzędna. Obowiązek ten obejmuje:

1) w zakresie określonym w sprawozdaniu 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-10.5a, 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 podmioty sporządzają sprawozdanie G-10.1, G-10.1(w) i G-10.2, w przypadku dystrybucji energii elektrycznej sprawozdania G-10.4, G-10.5, G-10.5a, G-10.6, G-10.7, G-10.8, w przypadku przesyłu energii elektrycznej sprawozdania G-10.4 PSE, G-10.5, 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.

§ 3. Podmioty zobowiązane do sporządzania sprawozdań - przesyłają je do:

A. Państwowej Agencji Restrukturyzacji Górnictwa Węgla Kamiennego S.A. w Katowicach w terminie:

a) G-09.1 - do 20 dnia każdego miesiąca,

b) G-09.2 - do 6 dnia roboczego każdego miesiąca,

B. Centrum Informatyki Energetyki p.p. w Warszawie w terminie:

1) sprawozdania miesięczne:

a) G-10.1 - do 18 dnia każdego miesiąca,

b) G-10.1(w) - do 18 dnia każdego miesiąca,

c) G-10.4 - do 18 dnia każdego miesiąca,

d) G-10.4 PSE - do 18 dnia każdego miesiąca;

2) sprawozdania kwartalne:

a) G-10.3 - do 8 dnia miesiąca po każdym kwartale,

b) G-10.5a - do 20 dnia miesiąca po każdym kwartale,

c) G-10.9 - do 20 dnia miesiąca po każdym kwartale;

3) sprawozdania roczne:

a) G-10.2 - do dnia 20 lutego,

b) G-10.5 - do dnia 20 lutego,

c) G-10.8 - do dnia 20 lutego,

d) G-10.6 - do dnia 20 stycznia,

e) G-10.7 - do dnia 20 stycznia,

f) G-10.7 PSE - do dnia 20 stycznia

§ 4. Zarządzenie wchodzi w życie po upływie 7 dni od dnia ogłoszenia.

ZAŁĄCZNIKI

ZAŁĄCZNIK Nr  1

G-09.1

Sprawozdanie o obrocie węglem kamiennym i brykietami z węgla kamiennego

za okres od początku roku do końca m-ca ..... 199 ..... r.

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-09.1

Dział 1. Bilans

Wiersz 01 - podać faktyczny tonaż wydobytego węgla.

Wiersz 03 - podać zużycie własne na cele technologiczne.

Wiersz 07 - podać tonaż ubytków naturalnych udokumentowanych i zatwierdzonych zgodnie z obowiązującymi przepisami.

Wiersz 08 - podać tonaż zmniejszający zapasy na skutek strat nadzwyczajnych oraz wszelkich przeksięgowań.

Uwaga. Wartości opałowe powinny być zgodne ze sprawozdaniem G-09.2.

Dział 2. Sprzedaż (ilość, cena, wartość)

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

- ilość w tonach,

- cenę w złotych na tonę (wartość/ilość),

- wartość w złotych.

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 wydobycia netto z danego pokładu do całkowitego wydobycia netto kopalni.

Rubryki 4-6 - podaje się średnią arytmetyczną ze wszystkich analiz prób pobranych w tym pokładzie; pod wierszem 12 podaje się również dla całości wydobycia kopalni.

Dział 2. Produkcja

Dokładność podawania procentów do jednego miejsca po przecinku.

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

Wiersz 02 - suma wierszy 03-05 oraz udział w wydobyciu brutto.

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

Wiersz 06 - podaje się produkcję 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.

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

Wiersz 11 - podaje się ilość węgla nie wzbogaconego i jego udział w produkcji netto.

Wiersz 12 i 13 - podaje się produkcję sortymentów grubych i średnich oraz ich udział w produkcji węgla energetycznego typu 31-33

Dział 3. Charakterystyka nadawy

Wiersze 01-12 - 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

Wiersz 01-03 - podaje się jako średni czas, obliczony z dokładnością do 1 godziny, wynikający z podzielenia miesięcznej ilości przepracowanych godzin przez ilość dni zredukowanych.

Wiersz 04 - podaje się w kWh na tonę produkcji netto.

Wiersz 05 - podaje się w kilogramach na tonę nadawy do płuczki zawiesinowej.

Wiersz 06 - podaje się w metrach sześciennych na tonę nadawy do wzbogacania.

Wiersz 07 - podaje się w kilogramach na miesiąc w przeliczeniu na flokulant 100-procentowy.

Wiersz 08-11 - 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, 2 i 3 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, koksowni, elektrowni i WĘGLOKOKS SA. 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 jednego miejsca po przecinku, 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 (A^d) i roboczym (A^r), wartość opałową w stanie roboczym.

ZAŁĄCZNIK Nr  3

G - 10.1

Sprawozdanie

o działalności podstawowej elektrowni cieplnej zawodowej

za m-c ................................ 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 m-ca sprawozdawczego. Jeżeli w m-cu sprawozdawczym nastąpiła zmiana mocy elektrycznej zainstalowanej lub osiągalnej albo osiągalnej mocy cieplnej, należy podać dodatkowo następujące dane:

w wierszu 1 - datę, od której nastąpiła zmiana. W przypadku wejścia do eksploatacji urządzeń nowych, datę zmiany stanowi data wejścia urządzenia do eksploatacji,

w wierszu 2 - 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 usnąć w okresie 12 m-cy,

w wierszu 3 - o ile wzrosła lub zmniejszyła się moc elektrowni. Przyrost mocy opatrzyć znakiem (+), zmniejszenie mocy znakiem (-).

Dział 2. Moc, produkcja i sprzedaż energii

Moc dyspozycyjną (wiersze 01 do 04) należy podawać zgodnie z zasadami liczenia jako średnią z dni roboczych m-ca. Dni robocze określa 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 hurtowych obrotu energią elektryczną w krajowym systemie elektroenergetycznym".

Moc dyspozycyjną strefową netto podają te elektrownie, które w rozliczeniu z PSE lub przedsiębiorstwem dystrybucyjnym mają ceny dwuczłonowe - odrębnie opłatę za moc i energię elektryczną.

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

Produkcja energii elektrycznej brutto (wiersz 05) jest to energia elektryczna wytworzona przez wszystkie generatory i pomierzona na zaciskach tych generatorów.

Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu (wiersz 06) 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 będzie to całkowita produkcja generatorów napędzanych przez te turbiny.

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

Zużycie na produkcję energii elektrycznej - zużycie własne (wiersz 07) oraz zużycie na produkcję ciepła (wiersz 08) obejmuje energię elektryczną zużytą przez urządzenia pomocnicze elektrowni w procesie wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej.

Zużycie to składa się z:

- potrzeb własnych wspólnych dla energii elektrycznej i cieplnej,

- potrzeb własnych bezpośrednio związanych z produkcją energii elektrycznej,

- potrzeb własnych bezpośrednio związanych z produkcją energii cieplnej.

Dla dokonania całkowitego podziału zużycia własnego na produkcję energii elektrycznej i energii cieplnej należy potrzeby własne wspólne podzielić na poszczególne formy energii i dodać do zużycia bezpośrednio związanego z daną formą energii. Klucz podziału wspólnych potrzeb własnych oraz elementy zużycia zaliczane do określonej grupy podaje Polska Norma PN-93/M35500.

Jeżeli pomiar energii elektrycznej sprzedawanej do sieci odbywa się po stronie wyższego napięcia transformatora blokowego, straty w transformatorach blokowych należy zaliczyć do zużycia własnego.

Zużycie na inne cele (wiersz 09) obejmuje energię elektryczną, która została zużyta w elektrowni i rozliczona fakturą wewnętrzną (bez wystawiania faktury VAT-owskiej).

Sprzedaż bezpośrednio odbiorcom (wiersz 10) obejmuje energię elektryczną rozliczaną bezpośrednio przez elektrownię z odbiorcą finalnym z użyciem faktury VAT-owskiej.

Wiersze 11-14 dotyczą ilości energii elektrycznej przekazywanej do sieci PSE lub przedsiębiorstw dystrybucyjnych (podział wg własności sieci). W wierszu 11 należy podać energię elektryczną wprowadzoną do sieci PSE. Jeżeli stacja elektryczna przy elektrowni systemowej jest w całości własnością PSE, (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 wierszu 12, 13 i 14 należy podać energię elektryczną wprowadzoną z elektrowni do sieci spółki dystrybucyjnej. Jeżeli rozdzielnia 110 KV jest własnością elektrowni, przyjmuje się umownie, że granicą elektrowni jest transformator blokowy po stronie wyższego napięcia.

Sprzedaż energii elektrycznej odbywa się:

- na rynku krajowym (wiersze 15-17)

- na rynku lokalnym (wiersz 18)

Podział ten jest podyktowany sposobem rozliczeń za przekazaną do sieci energię. Jeżeli jest ona fakturowana przez PSE (niezależnie od tego do jakiego napięcia wchodzi) sprzedaż odbywa się na rynku krajowym.

Jeżeli wytwórca rozlicza się bezpośrednio z właściwym terytorialnie przedsiębiorstwem dystrybucyjnym, będzie to rynek lokalny.

Przez produkcję energii cieplnej (wiersz 19) 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 wysłanej 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 20) jest to ciepło oddane na zewnątrz z upustów i wylotów turbin parowych.

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

Dział 3. Rozliczenie zużycia paliw

Energia chemiczna ze wszystkich paliw (wiersz 01) jest suma 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 energia chemiczna ze wszystkich paliw powinna zostać podzielona na obie formy energii. Dla wyliczenia wskaźników techniczno-ekonomicznych należy stosować "fizyczną metodę podziału". Metodę tę szczegółowo opisuje Polska Norma PN 93/M-35500.

Natomiast dla dokonania podziału kosztów na koszty wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej dopuszcza się przyjęcie metody "elektrowni równoważnej" lub "fizycznej metody" podziału kosztów.

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.

W sprawozdaniu G-10.1 na rok 1996 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.

Przyjmujemy następujący wzór obliczeniowy:

3,6 x A_bq

Q^r_beq = ------------ x 10²

h_er

gdzie:

A_bq [MWh] - produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu,

Q^r_beg [GJ] - energia chemiczna paliw na produkcję energii elektrycznej,

h_er [%] - 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.

Jeżeli do ilości energii chemicznej paliwa w obiegu kondensacyjnym doliczymy zużycie w skojarzeniu (metodą fizyczną lub elektrowni równoważnej) to otrzymamy zużycie ogółem na produkcję energii elektrycznej obliczone pierwszą lub drugą metodą.

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

Dalsze działania, polegające na przeliczeniu energii chemicznej na ilość zużytych paliw oraz przejście z ilości zużytego paliwa na koszty, są analogiczne jak w przypadku obliczeń opartych na metodzie fizycznej.

Klucz podziału kosztów paliwa na produkcję energii elektrycznej i cieplnej wg metody elektrowni równoważnej powinien być stosowany w stosunku do wszystkich składowych kosztów zmiennych.

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

Q^E_B

b_e = --------- x 100

E_b

gdzie:

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

E_b [MWh] - produkcja energii elektrycznej brutto,

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

Wskaźnik należy obliczać z dokładnością do 10 kJ, tzn. jeżeli ze 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:

Q^c_B

b_c = ----------- x 1000

Q_cn

gdzie:

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

Q_cn [GJ] - produkcja ciepła,

b_c [MJ/GJ] - wskaźnik zużycia paliwa na produkcję ciepła.

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

Dział 4. Paliwo podstawowe

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

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

Energia chemiczna paliwa podstawowego (wiersz 03) wynika z iloczynu ilości zużytego paliwa i średniej wartości opałowej.

Średnia wartość opałowa paliwa dostarczonego (wiersz 06) powinna być uzgodniona z dostawcą.

Wartość paliwa (wiersz 08) 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. Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej

Jeżeli moc i energię elektryczną zakupuje PSE, jest to sprzedaż na rynku krajowym.

Sprzedaż bezpośrednio przedsiębiorstwom dystrybucyjnym jest rozumiana jako rynek lokalny. W tym przypadku do rynku lokalnego należy zaliczyć sprzedaż bezpośrednio przez wytwórcę odbiorcom finalnym.

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

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

Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej powinny być zgodne z wierszem 11 Działu 5. Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej wg kontraktu długoterminowego są sumą wierszy 01 i 03 Działu 5.

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

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

Koszt wytworzenia energii sprzedanej (wiersz 03) powinien być wyliczony przy założeniu, że koszt wytworzenia 1 kWh energii elektrycznej netto jest jednakowy dla energii elektrycznej sprzedanej oraz zużywanej w elektrowni.

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

Podział kosztów zarządu między 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" (Rozdział XIII).

Jeżeli elektrownie mają zawarty kontrakt długoterminowy z PSE 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 zaliczać należy:

- koszty paliwa wraz z kosztami zakupu,

- koszty pozostałych materiałów eksploatacji jak: chemikalia, oleje, smary, w procesie odsiarczania addytywy 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 następujące 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 następujące koszty rodzajowe:

- wynagrodzenia,

- narzuty na wynagrodzenia,

- pozostałe świadczenia na rzecz pracowników.

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

Koszty działalności pomocniczej są rozdzielone na dwie złożone pozycje:

- koszty remontów,

- koszty wydziałów pomocniczych.

Koszty remontowe obejmują remonty budynków, maszyn i urządzeń oraz innych środków trwałych zaliczanych do miejsc powstawania kosztów wytworzenia energii elektrycznej i cieplnej. Będą to remonty wykonane systemem własnym lub zleconym. Koszty remontów grupują wszystkie pozycje kosztów działalności operacyjnej tj. materiały wraz z zakupem, płace i narzuty na płace, amortyzacje sprzętu i transportu technologicznego, obce usługi remontowe, 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 oraz pozostałe koszty układu rodzajowego, nie objęte składnikami wymienionymi dla działalności podstawowej, jak np. usługi obce na rzecz działalności podstawowej.

Elektrownie posiadające instalacje odsiarczania zobowiązane są wyszczególnić koszty odsiarczania spalin.

Koszty energii elektrycznej z własnej produkcji, zużytej na produkcję ciepła (wiersz 09) należy ustalić 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 energii chemicznej paliwa określonego "metodą elektrowni równoważnej" (Dział 3, wiersze - 06-08), jeżeli wiersze 06-08 Działu 3 nie są wypełnione, zakłada się, że podział kosztów zmiennych odbywa się proporcjonalnie do podziału paliwa "metodą fizyczną" (Dział 3 wiersze 02-04),

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

ZAŁĄCZNIK Nr  4

G - 10.1 (w)

Sprawozdanie

o działalności podstawowej elektrowni wodnej wydzielonej

za m-c ................. 199 ....... r.

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.1 (W)

Dział 1. Moc i produkcja energii elektrycznej

Wiersz 2 - 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 3 - 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 4 - produkcja energii elektrycznej brutto jest to energia elektryczna wytworzona przez wszystkie generatory elektrowni i pomierzona na zaciskach generatorów.

Wiersz 5 - 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 w oparciu o średni wskaźnik sprawności cyklu turbinowego.

Wiersz 6 - zużycie własne jest to zużycie energii elektrycznej przez urządzenia pomocnicze elektrowni w procesie wytwarzania energii elektrycznej.

Wiersz 7 - należy podać ilość energii elektrycznej oddanej do sieci PSE lub dystrybucyjnej, która jest rozliczana za pośrednictwem PSE (niezależnie od sposobu zapłaty - opłaty za moc).

Wiersz 8 - należy podać ilość energii elektrycznej sprzedawanej bezpośrednio do spółki dystrybucyjnej lub spółki "Elektrownie Szczytowo-Pompowe".

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

Wiersze 01-04 - 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 po cenach ustalonych w umowie dwustronnej.

Spółka "Elektrownie Szczytowo-Pompowe" podaje przychody pomniejszone o wielkości przekazane elektrowniom jako opłaty za eksploatację urządzeń wytwórczych.

Przez sprzedaż na rynku krajowym rozumie się sprzedaż do PSE.

Przez sprzedaż na rynku lokalnym rozumie się sprzedaż bezpośrednio przedsiębiorstwom dystrybucyjnym.

Wiersz 05-07 - 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, to należy je traktować jako koszty sprzedaży (wiersz 08).

Wiersz 13 - Do kosztów finansowych związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej należy zaliczyć odsetki od kredytów obrotowych i inwestycyjnych pobranych na działalność związaną z utrzymaniem mocy elektrycznej.

Dział 3. Koszty wytworzenia energii elektrycznej w zł

Wiersz 01 - jest sumą wierszy 02-08.

Wiersze 02-08 - 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, 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 i 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 01-04 - 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, powinny 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	01	t
Węgiel brunatny	03	t
Oleje opałowe	08	t
Olej napędowy do silników wysokoprężnych szybkoobrotowych	09	t
Olej napędowy do silników wysokoprężnych	10	t
Paliwa do silników z zapłonem iskrowym (benzyny i nafty)	11	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	21	tys. m3
Paliwa odpadowe płynne	22	t
Ciepło w parze i gorącej wodzie	23	GJ

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

Wzór obliczeniowy:

B x Q_r

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

1000

gdzie:

B [t] - ilość zużytego paliwa,

Q_r [kJ/kg] lub [kJ/m³] - wartość opałowa.

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.

Podział 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 omówiono 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. 28 i 29) - rozumie się energię elektryczną wytworzoną w godzinach szczytowego obciążenia i "doliny nocnej".

Przyjmuje się następujący podział doby na strefy:

- strefa szczytowa ranna godz. 8-11 we wszystkich miesiącach i dniach miesiąca,

- strefa szczytowa wieczorna wg poniższej tabelki:

Miesiące	Czas trwania strefy szczytowej
I, II, XI, XII	16-21
III, X	18-21
IV, IX	19-21
V, VI, VII, VIII	20-21

- dolina nocna godz. 21-6 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 3.351 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 32-41 - przez uzysk ciepła rozumie się ciepło przejęte przez parę i wodę w kotłach.

- na produkcję energii elektrycznej,

- na produkcję energii cieplnej.

Ciepło na produkcję energii elektrycznej obejmuje energię cieplną, zużytą do napędu turbozespołów elektrycznych oraz zużycia 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 zaliczyć 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 42-45 - 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. 46) 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. 47) 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. 48) 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 (w. 49) należy obliczać w stosunku do energii elektrycznej brutto. 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. blok nr 1 (200 MW), tz. 5 (55 MW).

Moc osiągalna na koniec roku (w. 01) jest to aktualna moc osiągalna bloku lub turbozespołu.,

Wiersze 02 i 03 - 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. 04) jest to energia elektryczna wytworzona przez blok lub turbozespół pomierzona na zaciskach generatora.

Zużycie własne na produkcję energii elektrycznej (w. 05) jest to zużycie przez urządzenia potrzeb własnych, które są niezbędne do eksploatacji danego bloku.

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

Godziny pracy (w. 06) - efektywny czas pracy wyrażony w godzinach. Jest to czas kalendarzowy pomniejszony o wszystkie przestoje bloku lub turbozespołu.

Wiersze 07-11 - godziny przestoju - jest to czas od zatrzymania do następnego uruchomienia.

Energia paliwa na produkcję energii elektrycznej (w. 12) - 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.

Jako 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.

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

Ciepło może być użytkowane na cele technologiczne lub cele 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 wspólne 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 dla potrzeb 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 podawać należy oddzielnie dla każdej grupy emitorów.

Podział elektrowni na grupy emitorów należy dokonać w taki sposób aby można było opisać każdą grupę wspólnymi wskaźnikami emisji pyłów i gazów np. odrębne grupy emitorów powinny stanowić kotły pyłowe, kotły rusztowe, kotły 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 określić wg zasad przyjętych w umowie z dostawcą dla ustalenia ceny węgla.

Wielkości powinny być obliczone jako średnie ważone za okres roczny i zgodnie 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.

Wiersze 08 i 09 - średnia zawartość części palnych - wynikać powinna 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.

Dokładność do 0,01%.

Średnia zawartość CO₂ w spalinach (w. 10) - należy obliczać jako średnią ważoną wielkości wyników analiz wykonanych dla potrzeb 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 emitorów (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) - określać ją powinny pomiary gwarancyjne lub przeprowadzone prze "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 odprowadzeniem żużla (dot. El. Jaworzno I i Ec. Zabrze),

96% - dla kotłów pyłowych ze stałym odprowadzeniem żużla,

80% - dla kotłów rusztowych,

- dla węgla brunatnego:

85% - dla złoża turoszowskiego,

80% - dla złoża bełchatowskiego,

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

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

lub wg indywidualnych pomiarów zatwierdzonych przez Urząd Wojewódzki.

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

x 100 - n_śre

A_w = 0,9 A ----- x --------------

100 100 - q_p

B x p

gdzie: A = --------

100

B - ilość zużytego węgla (t)

p - zawartość popiołu w węglu (%)

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

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

n_śre - średnia eksploatacyjna skuteczność odpylaczy obliczona ze wzoru:

* dla elektrofiltrów

D_o

n_śre = n_gwz - μ (1 ------) x (n_gwz - n_mśr)

100

w którym:

n_gwz - średnia osiągalna skuteczność odpylania (%)

D_o - 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

n_mśr - średnia mechaniczna skuteczność odpylania (z wyłączonymi zespołami zasilającymi) - wiersz 15,

* dla odpylaczy mechanicznych

D_o

n_śre = ------ x n_gwz

100

Emisja SO₂ - powinna być obliczona ze wzoru:

E_SO2 = (B x s_w x k + M x s_m) x 2 x 10^-2

gdzie:

B - ilość zużytego węgla (t)

M - ilość zużytych paliw płynnych (t)

s_w - zawartość siarki w węglu (%)

s_m - zawartość siarki w paliwach płynnych (%)

k - współczynnik oznaczający procent 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

Q_B x e_NO2 x Q^r_w/19000

E_NO2 = -----------------------------

106

- dla pozostałych paliw stałych, ciekłych i gazowych:

Q_B x e_NO2

E_NO2 ---------------

10⁶

gdzie:

E_NO2 - emisja NO₂ (t),

Q_B - energia chemiczna paliwa (GJ)

Q^r_w - wartość opałowa rzeczywista (kJ/kg)

e_NO2 - 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 15/90, 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 Urząd Wojewódzki lub oszacowana na podstawie wzoru:

Q_B x w_co

E_co = -------------

10⁶

gdzie:

E_co - emisja CO (t)

Q_B - energia chemiczna zużytych paliw (GJ)

w_co - 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:

w_co

[-------] x 10³

Q^r_w

otrzymamy wskaźnik wyrażony w g/GJ

- kotłów olejowych - 15 (g/GJ)

(wskaźnik w_co 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 ze wzoru:

Σ (Q_B x w_CO2 x 0,99)

E_co2 = -------------------------

1000

gdzie:

E_CO2 - emisja CO₂ z poszczególnych zużytych paliw lub kotłów (t)

Q_B - energia chemiczna paliwa (GJ)

w_CO2 - 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:

E_n - elektrolitr (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.

Dział 8. Pobór i wykorzystanie wody w tys. m³

Należy podać ilość wody pobranej i wykorzystywanej w zakładzie na cele przemysłowo-technologiczne, cele 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, do kanalizacji przemysłowej oraz do wód powierzchniowych.

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

Ścieki nie oczyszczone (w. 3) stanowią 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 popioły lotne (w. 1) rozumie się cząstki uchwycone w elektrofiltrach lub cyklonach.

Przez żużle (w. 2) rozumie się:

- żużle granulowane tj. powstałe w paleniskach granulacyjnych,

- żużle topione tj. żużle pochodzące z kotłów na ciekły żużel,

- żużle paleniskowe tj. żużle powstałe w kotłach rusztowych.

Ilość uchwyconą odpadów (A_c) obliczać należy zgodnie ze wzorem:

A_c = 0,9 A + B_pz

gdzie:

B x p

A = --------

100

0,9 A X x q_p Y x q_z

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

100 100 - q_p 100 - q_z

oznaczenia:

B - ilość zużytego paliwa (t)

p - zawartość popiołu w węglu (%)

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

Y - 100 - X

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

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

Kierunku wykorzystania popiołu i żużlu należy określać wg kierunku własnego wykorzystania lub celu określonego przez odbiorcę:

a) materiały budowlane - wykorzystanie odpadów do produkcji betonów komórkowych, kruszyw i betonów kruszywowych, ceramiki budowlanej itp.;

b) cement - wykorzystanie popiołów do produkcji cementów;

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 utrzymanie ujęć wody, kanałów i rurociągów doprowadzających wodę, zbiorników, pompowni, stacji uzdatniania wody itp.

Koszt eksploatacji gospodarki ściekowej (w. 2) powinien obejmować koszty eksploatacji i utrzymanie 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. Przychody ze sprzedaży 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 i 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.

Godzina trwania szczytu wieczornego podaje poniższa tabelka:

Miesiące	Czas trwania strefy szczytowej
I, II, XI, XII	16 - 21
III, X	18 - 21
IV, IX	19 - 21
V, VI, VII, VIII	20 -21

Moc dyspozycyjną dobową określić należy:

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 uzgadniana z nadzorującymi organami dyspozycji mocy.

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

Wiersz 1 - moc osiągalna średnia

Jeżeli moc osiągalna nie uległa 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:

P_o,d n₁ + P_o,n n₂

P_o,śr = -------------------- (MW)

n

gdzie:

P_o,śr - moc osiągalna średnia z dni roboczych,

P _o,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,

P_o,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.

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 - remonty

a) 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 między 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.

b) Remont średni jest remontem 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 obliczać należy analogicznie jak dla remontów kapitalnych tzn. jako różnicę mocy dyspozycyjnej elektrowni przy wszystkich czynnych urządzeniach a mocą dyspozycyjną bez urządzenia odstawionego do remontu średniego.

c) 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 przewidzianego 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 wykonywanym remoncie w okresie trwania szczytu nie z pełnym obciążeniem, moc brakującą do pełnego obciążenia zalicza się do odpowiedniej kategorii ubytków w zależności od przyczyn przestoju przed szczytem. Np. uruchomienie turbozespołu 20 MW z remontu kapitalnego i obciążenie w czasie szczytu 10 MW pozostałe 10 MW należy zaliczyć na ubytki w remoncie kapitalnym.

Wiersz 4 - awarie.

Przestój awaryjny jest to wyłącznie 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 - ciepłownictwo.

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.

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 wówczas, 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

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),

L - likwidacja (likwidacja turbozespołu),

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

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, upustowe czy przeciwprężnej.

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

Dział 3. Bilans energii elektrycznej

Wiersz 1 - produkcja energii elektrycznej brutto.

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.

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 należy wyliczyć ze wzorów podanych w Polskiej Normie PN-93/M-35500, jest to II strefa bilansowa.

Wiersz 3 - z sieci energetyki zawodowej.

Należy wykazywać całkowitą ilość energii elektrycznej pobranej 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 - od innych producentów.

Dotyczy przypadków pobrania energii elektrycznej bez pośrednictwa sieci energetyki zawodowej, od innych wytwórców.

Wiersz 6 - zużycie własne na produkcję energii elektrycznej.

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 zużycie przez własny zakład przemysłowy.

Wiersz 8 - do sieci energetyki zawodowej.

Obejmuje energię elektryczną zakupioną przez przedsiębiorstwo dystrybucyjne lub PSE.

Wiersz 9 - na inne cele produkcyjne.

Dotyczy energii elektrycznej zużytej przez własny zakład przemysłowy oraz oddanej innym zakładom przemysłowym bez pośrednictwa sieci energetyki zawodowej niezależnie od tego, z jakiego źródła energii elektrycznej pochodzi.

Wiersz 10 - odbiorcom przemysłowym.

Dotyczy przypadków zasilania przez elektrownie przemysłowe gospodarstw domowych, lokali niemieszkalnych tj. biura, domy kultury, żłobki, przedszkola itp. bez pośrednictwa sieci energetyki zawodowej.

Dział 4. Dane uzupełniające

Wiersz 1 - energia paliwa na produkcję energetyki 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 użytego 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 chemicznej paliwa zużytego na produkcję energii elektrycznej, przez produkcję energii elektrycznej brutto. Wskaźnik ten należy podawać z dokładnością do 10 kJ/kWh tzn., że ostatnia cyfra powinna być zerem. Np. z podzielenia otrzymaliśmy 8.526 kJ/Wh wpisać należy wskaźnik 8.530 kJ/kWh.

Wiersz 3 - produkcja ciepła w skojarzeniu.

Przez produkcję ciepła rozumie się ciepło wytworzone w elektrowni i przeznaczone 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 wysyłanego na zewnątrz elektrowni określa Polska Norma PN-93/M-35500.

Wiersze 4 i 5 - sprzedaż ciepła do sieci ciepłowniczej.

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 m-c .................... 199 ....... r.

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G - 10.4

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.

Ilość energii elektrycznej pobranej nielegalnie określa się z należności za energię elektryczną, ustalonej wg zasad przyjętych w "Cenniku" oraz ceny energii elektrycznej.

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 - za odbiorcę załatwionego uważa się odbiorcę, któremu rejon (zakład) energetyczny doręczył rachunek (fakturę) za energię elektryczną i którego termin płatności przypada w okresie sprawozdawczym.

Rubryka 3 - ilość energii elektrycznej czynnej powinna wynikać z odczytów przyrządów pomiarowych i powinna być zgodna z ilością energii zafakturowanej odbiorcom.

Rubryka 4 - 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 należny VAT).

Rubryka 5 - opłatą 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 6 - 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.

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 7 - podać należy sumę opłat za energię elektryczną czynną, bierną oraz opłaty stałe.

Rubryka 8 - średnią cenę oblicza się poprzez podzielenie kwoty faktury (rubr. 7) przez ilość energii elektrycznej czynnej (rubr. 3). Średnią cenę należy podawać w zł za MWh.

Taryfa pracownicza - do grupy odbiorców rozliczanych w taryfie pracowniczej (wiersz 27) należy zaliczyć wszystkich odbiorów rozliczanych w tej taryfie przez przedsiębiorstwa dystrybucyjne pomimo umieszczenia tych samych odbiorców w grupie gospodarstw domowych (wiersz 25) lub gospodarstw rolnych (wiersz 26).

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. 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"

Rubryka 3-6 - 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 pomiędzy wytwórcami, PSE i dystrybutorami.

Wiersze 01 i 02 - przychód z własnych elektrowni oznacza energię elektryczną oddaną do sieci z własnych elektrowni cieplnych lub wodnych.

Jako własne elektrownie należy traktować również spółki powołane przez przedsiębiorstwa dystrybucyjne do eksploatacji elektrowni wodnych na zasadzie dzierżawy majątku przedsiębiorstwa.

Wiersze 03-05 - obejmują energię wprowadzoną do sieci spółki dystrybucyjnej bezpośrednio z transformatorów blokowych przedsiębiorstw wytwórczych elektroenergetycznych.

Wiersze 04 i 05 - dotyczą spółki Elektrownie Szczytowo-Pompowe, SA.

Wiersz 06 - obejmuje energię elektryczną pobraną do sieci dystrybucyjnej z transformatorów 400/110, 220/110, liniami 220 kV lub 110 kV, jeżeli rozdzielnia 110 kV, z której wprowadzona jest energia należy do PSE.

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

Wiersz 08 - elektrownie zawodowe niezależne, są to elektrownie zaliczone w EKD (Europejskiej Klasyfikacji Działalności) do grupy 40.10, które nie biorą udziału w hurtowym obrocie energią elektryczną. Ceny za energię elektryczną w sprzedaży do przedsiębiorstw dystrybucyjnych są cenami umownymi.

Wiersz 09 - należy podać zakup z elektrowni przemysłowych.

Wiersz 10 - należy podać zakup z elektrowni wodnych oraz źródeł niekonwencjonalnych jak elektrownie wiatrowe 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.

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 220 i 400 kV.

Wiersz 16 - energia elektryczna zużyta na potrzeby własne w stacjach 110 kV, jeżeli nie jest zaliczana do sprzedaży (dział 1) powinna być wykazywana w tym wierszu.

Wiersz 17 - obejmuje pobór energii elektrycznej na pompowanie wody w elektrowniach szczytowo-pompowych z sieci dystrybucyjnej.

Wiersz 18 - obejmuje energię elektryczną oddaną zagranicę na napięciu 110 kV i niższym.

Wiersz 20 - wskaźnik strat (%) należy obliczać jako iloraz różnicy bilansowej (wiersz 19) i energii wprowadzonej do sieci (wiersz 12).

Dział 4. Zakup energii elektrycznej

A. Rynek krajowy

Przez rynek krajowy rozumie się obrót energią elektryczną za pośrednictwem PSE.

Rubryki 1 i 2 dotyczą energii pobranej przez spółki dystrybucyjne z sieci PSE, tzn. z transformatorów 400/110 kV, 220/110 kV oraz liniami 220 kV i liniami 110 kV, jeżeli linia 110 kV wychodzi z rozdzielni, której właścicielem jest PSE.

Rubryki 3 i 4 dotyczą przypadków, kiedy energia elektryczna z transformatorów blokowych elektrowni wchodzi do sieci spółki dystrybucyjnej, ale jest rozliczana przez PSE.

B. Rynek lokalny

Na rynku lokalnym zakup energii elektrycznej dokonywany jest przez przedsiębiorstwa dystrybucyjne bez pośrednictwa PSE.

Wartość energii elektrycznej zakupionej na rynku lokalnym z pozostałych elektrowni (wiersz 1, kolumna 6) powinna być równa sumie wierszy 19, 20 i 21 z działu 5.

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

Wiersz 01 - sprzedaż ogółem obejmuje przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, (prowadzonej na rachunek przedsiębiorstwa) odbiorcom finalnym, innym dystrybutorom, zagranicę oraz sprzedaży usług związanych z dostawą energii elektrycznej. Jeżeli w I kwartale 1996 r. będą prowadzone rozliczenia "netto", to sprzedaż innym przedsiębiorstwom może nie wystąpić.

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

- koszt techniczny wytwarzania i dystrybucji,

- koszt zakupu energii elektrycznej w PSE (na rynku krajowym - systemowym),

- koszt zakupu energii elektrycznej bezpośrednio u wytwórców (na rynku lokalnym),

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

- koszt zakupu z importu na rachunek przedsiębiorstwa.

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

Wybrane pozycje powinny spełniać następujące zależności:

- Wiersz 02 powinien być równy sumie wartości sprzedaży odbiorcom krajowym (dział 1, wiersz 34, kolumna 7) oraz opłat dodatkowych (dział 5, wiersz 03),

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

- Wiersz 13 powinien być równy sumie wartości energii zakupionej z sieci PSE (dział 4A, wiersz 4, kolumna 2) oraz bezpośrednio z elektrowni (dział 4A, wiersz 4, kolumna 4),

- Wiersz 18 powinien być równy wartości energii zakupionej z elektrowni użyteczności publicznej (dział 4B, wiersz 1, kolumna 4)

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

Koszt techniczny wytwarzania i dystrybucji dzielony jest pierwotnie wg typów działalności na: działalność podstawową i działalność pomocniczą.

W ramach działalności podstawowej wydzielone są następujące elementy kosztów:

- materiały i energia,

- wynagrodzenia i świadczenia,

- amortyzacja,

- podatki i opłaty,

- pozostałe koszty.

Wynagrodzenia i świadczenia obejmują koszty rodzajowe:

- wynagrodzenia,

- narzuty wynagrodzenia,

- pozostałe świadczenia na rzecz pracowników.

Do kosztów działalności podstawowej należy zaliczyć podatki i opłaty, jeżeli nie są zaliczane do kosztów zarządu.

Do pozostałych kosztów należy zaliczać inne koszty układu rodzajowego, nie objęte składnikami wymienionymi dla działalności podstawowej 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 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, amortyzacja 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.

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

Wiersze 09 i 10 - należy podać przeciętną w m-cu wartość środków trwałych dotyczących rozdziału (eksploatacji własnej sieci dystrybucyjnej), obsługi odbiorców i elektrowni wodnych.

W przypadku elektrowni wodnych należy podawać dane w sposób skonsolidowany tzn. jeżeli eksploatacja elektrowni wodnych odbywa się na zasadach dzierżawy przez inny podmiot gospodarczy, to dane te powinny być podawane w sposób, jakby były eksploatowane przez jednostkę sprawozdawczą.

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

Dział 7. Elektrownie wodne

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

Wiersz 4 - produkcja energii elektrycznej brutto pomniejszona o zużycie własne powinna zgadzać się z wierszem 02 działu 3.

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

Dział 8. Należności za energię elektryczną i gaz w zł

Przez należności rozumie się kwoty należne od odbiorców z tytułu sprzedaży energii elektrycznej.

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 m-c .................... 199 ..... r.

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G - 10.4 PSE

Dział 1. Bilans energii elektrycznej w sieci PSE

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.

Przez elektrownie zawodowe użyteczności publicznej rozumie się elektrownie objęte stanowieniem cen transferowych przez Ministerstwo Przemysłu i Handlu.

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

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

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

Rozchód, wiersze 07-12 - obejmują energię odprowadzoną z sieci PSE niezależnie od sposobu rozliczenia 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.

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 (wiersze 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 w zł

Dział 2 obejmuje rozliczenie wyniku finansowego na działalności związanej z hurtowym obrotem energii elektrycznej pomiędzy podsektorem wytwarzania, przesyłu i dystrybucji w zakresie określonym "Zasadami hurtowego obrotu energią elektryczną w krajowym systemie elektroenergetycznym na rok 1996" zatwierdzonymi przez Ministra Przemysłu i Handlu.

Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej obejmują:

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

- opłaty za przesyłanie od wytwórców,

- sprzedaż eksportowa,

Koszty uzyskania przychodów stanowi suma kosztów:

- zakupu mocy i energii od wytwórców,

- zakupu mocy systemowej,

- zakupu energii elektrycznej z importu,

oraz

- kosztów przesyłania,

- kosztów sprzedaży,

- kosztów ogólnego zarządu,

- kosztów finansowych związanych z obrotem energią elektryczną.

Zysk/strata na sprzedaży będzie różnicą pomiędzy przychodami (wiersz 1) a kosztem uzyskania przychodów (suma wierszy 2-8).

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

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

Dział 3 obejmuje rozliczenie obrotu energią elektryczną w PSE.

Przychody wynikają ze sprzedaży energii elektrycznej spółkom dystrybucyjnym w obrocie wewnętrznym.

Koszty uzyskania przychodów stanowi suma kosztów:

- zakupu mocy i energii elektrycznej od wytwórców,

- zakupu usług systemowych,

- zakupu energii elektrycznej z importu.

Wynik na obrocie jest różnicą pomiędzy przychodami (wiersz 01) a kosztem uzyskania przychodów (suma wierszy 02-07).

Dział 4. Zysk/Strata na działalności przesyłowej w zł

Jako 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 4-6).

Dział 5. Zysk/strata na działalności handlowej w zł

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

Koszty uzyskania przychodów stanowi suma kosztów:

- sprzedaż - działalność handlowa PSE,

- ogólnego zarządu,

- finansowe związane z tą działalnością.

Zysk/strata na działalności handlowej stanowi różnicę pomiędzy przychodami (wiersz 1), a kosztami uzyskania przychodów, (suma wierszy 2-4).

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.

Wiersz 9 - obejmuje wartość księgową środków trwałych zaangażowanych w przesyłanie energii elektrycznej, którego właścicielem jest jednostka sprawozdawcza (PSE).

Dział 8. Ceny transferowe w obrocie energią elektryczną

Dział obejmuje ilość i wartość sprzedanej energii elektrycznej w obrocie wewnętrznym pomiędzy wytwórcami, PSE i dystrybutorami.

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 1-4 - 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 i trasy.

Długość linii kablowych podawać należy wg długości kabla.

W przypadku sumowania linii napowietrznych i kablowych, linie napowietrzne należy przeliczyć na 1 tor.

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

Przez linie elektryczne niskiego napięcia (nN) rozumie się linie elektryczne o napięciu 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 7 do 9 - przez stacje elektroenergetyczne rozumie się obiekt wyodrębniony terenowo, którego cechą charakterystyczną jest wyposażenie go w co najmniej jeden transformator lub aparaturę rozdzielczą, lub 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:

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 o ile 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 dla potrzeb 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-szym.

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.

Za środki trwałe produkcyjne uznawane są wszystkie środki trwałe, których amortyzacja obciąża koszty wytwarzania lub dystrybucji.

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 posiada 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, zaś w liniach kablowych do odgałęzienia.

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

Dział 9. Koszty przesyłania lub/i dystrybucji energii elektrycznej wg napięć w zł

W dziale należy podać koszty przesyłania lub dystrybucji w podziale na napięcia oraz koszty obsługi odbiorców.

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

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

Stacje elektryczne należy rozliczać zgodnie z przynależnością stacji do określonego napięcia wykazywaną w dziale 1-szym.

Koszt 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.

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 - 10.5 a

Sprawozdanie o kosztach według napięć

za ....... kwartał 199 .... r.

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G - 10.5a

Dział. 1 Koszty przesyłania lub/i dystrybucji energii elektrycznej wg napięć w zł

Należy wypełnić zgodnie z objaśnieniami dotyczącymi działu 9 sprawozdania G-10.5.

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

Dział 1. Elektrownie wodne użyteczności publicznej o dopływie naturalnym

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). Należy wpisać nazwę elektrowni oraz dane podane na formularzu. Moc osiągalną należy podać wg stanu na koniec roku, a moc dyspozycyjną jako średnią z dni roboczych grudnia.

Moc 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.

Dział 2. Elektrownie szczytowo-pompowe lub z członem pompowym

Dział ten wypełniają:

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

- ZEW Dychów, S.A. dla Elektrowni Dychów,

- ZE Słupsk, S.A. dla Elektrowni Żydowo,

- ZEW Porąbka-Żar, S.A. dla Elektrowni Żar

- Elektrownia Żarnowiec, S.A.

Dział 3. Małe elektrownie wodne (niezależne) i 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, o ile jest to możliwe, ich moc osiągalną lub zainstalowaną, energię wyprodukowaną oraz sprzedaną do sieci tj. zakupioną przez spółkę dystrybucyjną. Jeżeli brak jest pewnych danych, należy wstawić kropkę.

ZAŁĄCZNIK Nr  12

G - 10.7

Sprawozdanie o przepływie energii elektrycznej (według napięć) w sieci przedsiębiorstw dystrybucyjnych

za 199 .................... rok

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.7

dla spółek dystrybucyjnych

1. Uwagi ogólne

Cel sprawozdania:

- obliczania strat sieciowych poszczególnych napięć,

- kontrola przepływu energii elektrycznej pomiędzy sektorami 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 zestawienie bilansów energii elektrycznej w sieci o napięciu 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 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 "na tym napięciu".

Dział 1. Energia elektryczna wprowadzona do sieci

Wiersze 01-04 - należy wykazać energię elektryczną pobraną z transformatorów sieci o napięciu pierwotnym podanym w wierszach 01-04 i wprowadzoną do sieci o napięciu podanym w kolumnach 2 lub 3:

W wierszu 01 - powinna znaleźć się energia pobrana z transformatorów 400 kV i wprowadzona do sieci 110 kV, ewentualnie do sieci SN;

W wierszu 02 - należy wykazać energię pobraną z transformatorów 220 kV i wprowadzoną do sieci 110 kV średniego napięcia;

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

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

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

Jako 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 użyteczności publicznej rozumie się elektrownie i elektrociepłownie zawodowe biorące udział w hurtowym obrocie energią elektryczną tzn. te, dla których Ministerstwo Przemysłu i Handlu ustala cenę sprzedaży do PSE lub spółki dystrybucyjnej.

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 na zasadzie umów cywilno-prawnych po cenach umownych.

Elektrownie przemysłowe są to obiekty wytwarzania powiązane organizacyjnie z zakładem przemysłowym, 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 za wyjątkiem wierszy 07-11, wiersza 13 oraz wierszy 18-26.

Dział 2. Energia elektryczna oddana z sieci

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

Dział 1 Dział 2

(wiersz, kolumna) (wiersz, kolumna)

w. 02, k. 2 = w. 03, k. 1

w. 02, k. 3 = w. 04, k. 1

w. 03, k. 1 = w. 02, k. 2

w. 03, k. 3 = w. 04, k. 2

w. 04, k. 1 = w. 02, k. 3

w. 04, k. 2 = w. 03, k. 3

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

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

Wiersz 07 - obejmuje energię zużytą na potrzeby własne stacji jeżeli ta energia nie została zaliczona do sprzedaży.

Wiersz 08 - obejmuje energię pobraną przez elektrownie wodne na pompowanie wody niezależnie od tego, kto jest właścicielem elektrowni.

Wiersz 09 - obejmuje energię przekazaną "na napięciu" 110 kV i niższym, do sieci innych krajów.

Wiersze 10-17 - obejmują energię oddaną innym spółkom dystrybucyjnym "na napięciu" 110 kV i niższym.

Wiersz 18 - stanowi sumę wierszy 01-09 oraz wiersza 17.

Wiersz 19 - stanowi różnicę pomiędzy energią wprowadzoną (dział 1 wiersz 18), a energią oddaną (dział 2 wiersz 18).

Wiersz 20 - stanowi stosunek strat i różnicy bilansowej do energii wprowadzonej do sieci, wyrażony w procentach (dział 2, wiersz 19/dział 1, wiersz 28). 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 1996 ......... rok

(pominięty)

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.7 PSE

DLA ODDZIAŁÓW PSE

1. Uwagi ogólne

Cel sprawozdania:

- obliczanie strat sieciowych poszczególnych napięć,

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

Zakres sprawozdania.

Sprawozdanie sporządzają podmioty gospodarcze dysponujące elektryczną siecią przesyłową lub dystrybucyjną.

2. Uwagi szczegółowe

Sprawozdanie zawiera trzy kolumny (rubryki) pozwalające na zestawienie bilansów energii elektrycznej w sieci o napięciu 400, 220, 110 kV, oraz kolumny łączne zawierające bilans obrotu energią elektryczną jednostki sprawozdawczej (oddziałów PSE).

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

Dział 1. Energia elektryczna wprowadzona do sieci

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

Wiersze 05-13 - należy wykazać energię wprowadzoną do sieci PSE 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 a wytwórcami stanowią, że energia elektryczna wprowadzona do sieci obejmuje również straty w transformatorach blokowych. W takim przypadku straty w sieci przemysłowej będą obciążone stratami w transformatorach blokowych.

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

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

Wiersz 15-22 - 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.

Wiersze 23-26 - obejmuje wymianę energii elektrycznej pomiędzy siecią przesyłową (400 i 220 kV poszczególnych oddziałów PSE.

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

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

Dział 2. Energia elektryczna oddana z sieci w MW x h

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

Poniżej podajemy równości, które powinny spełniać wybrane pozycje sprawozdania

Dział 1 Dział 2

(wiersz, kolumna) (wiersz, kolumna)

w. 01, k. 2 = w. 02, k. 1

w. 02, k. 1 = w. 01, k. 2

W wierszu 04 (kolumna 1, 2, 3 i 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.

Energię elektryczną sprzedawaną odbiorcom finalnym z sieci 220 kV należy wykazywać jako oddaną do sieci spółek dystrybucyjnych "na napięciu" 220 kV (kolumna 2) w wierszach 09-16.

Wiersz 06 - należy wykazać energię elektryczną zużytą na potrzeby własne stacji 400 i 220 kV PSE pobraną z uzwojeń SN transformatorów NN/110 kV. Energia ta nie może być zaliczana do sprzedaży.

Wiersz 07 - należy podać energię elektryczną pobraną przez elektrownie szczytowo-pompowe w cyklu pompowym na 400 kV (Żarnowiec) i 220 kV (Porąbka - Żar).

Wiersz 08 - należy podać energię oddaną wychodzącą z sieci przemysłowej na eksport. Wymiana z zagranicą na napięciu 110 kV i niższym powinna obciążać bilans sieci dystrybucyjnej (jak wiersz 14 Dział 1).

Wiersze 09-16 - 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 17-20 - obejmuje wymianę energii elektrycznej "na napięciu" 400 i 220 kV pomiędzy siecią poszczególnych oddziałów PSE.

Wiersz 21 - jest sumą wszystkich wierszy działu. W kolumnie 3, wiersze 01 i 02 nie biorą udziału w sumowaniu.

Wiersz 22 - stanowi różnicę pomiędzy energią wprowadzoną (dział 1, wiersz 27) a energią oddaną (dział 2, wiersz 21).

Wiersz 23 - stanowi iloraz strat i różnicy bilansowej i energii wprowadzonej do sieci (dział 2, wiersz 22/ dział 1, wiersz 27).

Dotyczy to również bilansu PSE, kolumna 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,

- poz. 2 - z tego wieś,

- poz. 3 - z tego 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 wg wykazu 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.

(pominięto)

OBJAŚNIENIE DO FORMULARZA G-10.9

Dział 1. Produkcja ciepła i zużycie paliw.

Wiersz 01 - Moc osiągalna źródeł ciepła - 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 - Produkcja ciepła - należy podać ilość ciepła wytworzona 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 określana na podstawie energii chemicznej paliwa, doprowadzonej do kotła oraz wskaźnika sprawności 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 - Ciepło grzewcze i przemysłowe - należy podać ilość ciepła oddanego na zewnątrz dla potrzeb ogrzewania lub na cele przemysłowe, rozumianą jako produkcję netto (bez potrzeb własnych).

Wiersz 04 - Zużycie węgla - należy je określić na podstawie ilości dostarczonego węgla oraz stanu składowisk i ewentualnych ubytków, o ile 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 - Energia z węgla kamiennego - powinna być liczona wg wzoru:

B x Q_p

Q_B = ----------

1000

gdzie:

Q_B [GJ] - energia chemiczna z węgla,

B [t] - ilość zużytego węgla,

Q_p[kJ/kg] - średnia wartość opałowa.

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

Wiersz 08 - Energia ogółem - jest sumą 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 przedziale 1100-1400. Odwrotnością jednostkowego zużycia paliwa jest wskaźnik sprawności wytwarzania ciepła.

Dział 2. Przychody i koszty produkcji i dystrybucji ciepła.

Wiersze 01-02 - Sprzedaż ciepła z produkcji własnej - 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 - Sprzedaż ciepła zakupionego - 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 sprzedawanego jest jednakowa, a ilość ciepła sprzedanego jest proporcjonalna do produkcji i zakupu.

Wiersze 06-08 - Koszty wytwarzania ciepła ogółem - 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 - paliwo - są to koszty węgla wraz z kosztami transportu oraz koszty innych paliw, jeśli są zużywane.

Wiersz 07 - amortyzacja - obejmuje amortyzację środków trwałych związanych z produkcją ciepła.

Wiersz 08 - remont - obejmuje koszty remontów urządzeń do produkcji energii cieplnej.

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

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

Wiersz 11 - Remonty - obejmuje koszty remontów sieci ciepłowniczej będącej własnością przedsiębiorstwa.

Wiersz 12 - Amortyzacja - dotyczy środków trwałych, związanych z dystrybucją ciepła.

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

• Identyfikator: M.P.1996.82.723
• Rodzaj: Zarządzenie
• Tytuł: Obowiązki sprawozdawcze w zakresie gospodarki paliwowo-energetycznej.
• Data aktu: 25/11/1996
• Data ogłoszenia: 19/12/1996
• Data wejścia w życie: 27/12/1996