Przejdź do treści

w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło

Rozdział 3. Szczegółowe zasady kalkulacji cen i stawek opłat

Rozdział 3

Szczegółowe zasady kalkulacji cen i stawek opłat

1. Ceny i stawki opłat dla pierwszego roku stosowania taryfy ustala się na podstawie planowanych na ten rok:
1) uzasadnionych rocznych kosztów wykonywania działalności gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w ciepło;
2) uzasadnionych rocznych kosztów modernizacji i rozwoju oraz realizacji inwestycji z zakresu ochrony środowiska;
3) uzasadnionego zwrotu z kapitału zaangażowanego w działalność gospodarczą, o której mowa w pkt 1, oraz w przedsięwzięcia, o których mowa w pkt 2;
4) uzasadnionych kosztów realizacji obowiązku, o którym mowa w art. 10 ust. 1 ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej (Dz. U. z 2020 r. poz. 264 i 284).
2. Suma uzasadnionych rocznych kosztów oraz uzasadnionego zwrotu z kapitału, o których mowa w ust. 1, stanowi uzasadniony planowany przychód przedsiębiorstwa energetycznego ze sprzedaży ciepła będący podstawą kalkulacji cen i stawek opłat ustalanych w taryfie, z zastrzeżeniem § 13 ust. 1.
3. W kalkulacji stawek opłat w taryfie dystrybutora ciepła prowadzącego równocześnie działalność gospodarczą w zakresie obrotu ciepłem uzasadniony planowany przychód będący podstawą kalkulacji stawek opłat za usługi przesyłowe pomniejsza się o przychody uzyskiwane z tytułu różnicy pomiędzy wielkością mocy cieplnej zamówionej przez odbiorców zaopatrywanych z sieci ciepłowniczej na podstawie umów kompleksowych a wielkością mocy cieplnej zamówionej w obcych źródłach zasilających sieć ciepłowniczą dystrybutora ciepła.
1. Koszty, o których mowa w § 11 ust. 1 pkt 1 i 2, ustala się zgodnie z art. 44 i art. 45 ustawy oraz zasadami ewidencji kosztów określonymi w przepisach o rachunkowości, w sposób umożliwiający ustalenie kosztów stałych i kosztów zmiennych planowanych przez przedsiębiorstwo energetyczne dla poszczególnych rodzajów działalności gospodarczej, z uwzględnieniem źródeł powstawania tych kosztów.
2. Oceny kosztów, o których mowa w ust. 1, dokonuje się na podstawie porównania wynikających z nich jednostkowych kosztów planowanych dla pierwszego roku stosowania taryfy z uzasadnionymi jednostkowymi kosztami wynikającymi z kosztów poniesionych w roku kalendarzowym poprzedzającym pierwszy rok stosowania taryfy, określonych na podstawie sprawozdania finansowego, zbadanego zgodnie z przepisami o rachunkowości.
3. Koszty, o których mowa w ust. 1, określa się na podstawie określonych dla pierwszego roku stosowania taryfy planowanej:
1) wielkości zamówionej mocy cieplnej z uwzględnieniem zmiany tej wielkości w stosunku do stanu na koniec ostatniego roku kalendarzowego, poprzedzającego pierwszy rok stosowania taryfy, na podstawie zawartych z odbiorcami umów lub udokumentowanych w inny sposób [w MW];
2) rocznej sprzedaży ciepła [w GJ];
3) rocznej ilości nośnika ciepła dostarczanego do sieci ciepłowniczych w celu napełniania i uzupełniania ubytków tego nośnika w tych sieciach oraz sprzedaży tego nośnika odbiorcom [w metrach sześciennych lub w tonach].
1. Dla źródeł ciepła, w których ciepło jest wytwarzane w jednostkach kogeneracji, przedsiębiorstwo energetyczne może stosować uproszczony sposób kalkulacji cen i stawek opłat w taryfie dla ciepła z tych źródeł na podstawie uzasadnionych planowanych przychodów ze sprzedaży ciepła obliczanych według wzoru: P= Q  C gdzie poszczególne symbole oznaczają: P – planowane przychody ze sprzedaży ciepła dla roku stosowania taryfy [w zł], Q – planowaną wielkość ciepła wprowadzonego do sieci ciepłowniczej lub sprzedanego bezpośrednio odbiorcom dla roku stosowania taryfy dla danego źródła ciepła [w GJ], C – cenę ciepła przyjętą przez przedsiębiorstwo energetyczne dla roku stosowania taryfy, nie wyższą od ceny referencyjnej, o której mowa w ust. 2 [w zł/GJ].
2. Cenę referencyjną, oznaczoną symbolem „C”, oblicza się według wzoru: C= C  X gdzie poszczególne symbole oznaczają: C – cenę referencyjną obliczaną dla źródła, o którym mowa w ust. 1, w zależności od rodzaju zużywanego w nim paliwa, o którym mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy [w zł/GJ], C – średnią cenę sprzedaży ciepła, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy, wytworzonego w jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji, w których zużywane jest tego samego rodzaju paliwo jak w danej jednostce kogeneracji [w zł/GJ], X – obowiązujący wskaźnik referencyjny, o którym mowa w art. 47 ust. 2f ustawy, ustalany dla poszczególnych rodzajów paliw, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy, zgodnie z wzorem określonym w ust. 4
3. W przypadku źródeł, o których mowa w ust. 1, w których do wytwarzania ciepła zużywanych jest jednocześnie kilka rodzajów paliw, cenę referencyjną, o której mowa w ust. 2, ustala się jako średnią z cen referencyjnych ważoną planowanym udziałem energii chemicznej poszczególnych rodzajów paliw zużywanych do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w tych źródłach.
4. Wskaźnik referencyjny, oznaczony symbolem „X”, o którym mowa w art. 47 ust. 2f ustawy, ustala się według wzoru: X = C + k C gdzie poszczególne symbole oznaczają: C – średnią cenę sprzedaży ciepła, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy, wytworzonego w jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji, w których zużywane jest tego samego rodzaju paliwo jak w danej jednostce kogeneracji [w zł/GJ], k – przyrost kosztów obciążających jednostkę produkowanego ciepła w źródłach, o których mowa w ust. 1, wynikających z nowych lub zmienionych przepisów w takim zakresie, w jakim koszty te obciążać będą produkcję ciepła w roku ustalania wskaźnika referencyjnego, a nie obciążały jej w roku poprzedzającym rok ustalania tego wskaźnika, obliczany dla poszczególnych rodzajów paliw, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy [w zł/GJ].
5. Wskaźnik referencyjny, o którym mowa w ust. 4, można zwiększyć w zależności od wielkości możliwej produkcji ciepła i dla źródeł, w których ciepło jest wytwarzane w jednostkach kogeneracji o sumie mocy zainstalowanej cieplnej:
1) od 101 MW do 200 MW – maksymalnie o 1%;
2) od 51 MW do 100 MW – maksymalnie o 1,5%;
3) od 11 MW do 50 MW – maksymalnie o 2%;
4) od 6 MW do 10 MW – maksymalnie o 3%;
5) od 1 MW do 5 MW – maksymalnie o 5%;
6) poniżej 1 MW – maksymalnie o 7%.
6. Wskaźnik wzrostu przychodów ze sprzedaży ciepła dla źródeł ciepła [w %], dla których przedsiębiorstwo energetyczne stosuje uproszczony sposób kalkulacji cen i stawek opłat, o którym mowa w ust. 1, obliczanych na podstawie planowanych cen lub stawek opłat i planowanych, na dany rok stosowania taryfy, wielkości sprzedaży ciepła, mocy zamówionej oraz nośnika ciepła w kalkulacji tych cen i stawek opłat dla źródeł ciepła nie może być wyższy, uwzględniając wielkość przychodów ze sprzedaży ciepła obliczanych dla tych źródeł na podstawie dotychczas stosowanych cen i stawek opłat wynikających z taryfy oraz planowanych, na dany rok stosowania taryfy, wielkości sprzedaży ciepła, mocy zamówionej oraz nośnika ciepła w kalkulacji cen i stawek opłat dla tych źródeł ciepła, niż określony wzorem:
1) ( −1) × 100 + 2 dla przedsiębiorstw, które przyjęły dla roku stosowania taryfy cenę ciepła C spełniającą warunek ≤0,8
2) ( −1) × 100 + 1,75 dla przedsiębiorstw, które przyjęły dla roku stosowania taryfy cenę ciepła C spełniającą warunek 0,8 < ≤0,9
3) ( −1) × 100 + 1,25 dla przedsiębiorstw, które przyjęły dla roku stosowania taryfy cenę ciepła C spełniającą warunek 0,9 < < 1
 gdzie poszczególne symbole oznaczają: C – średnią cenę sprzedaży ciepła, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy, wytworzonego w jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji, w których zużywane jest tego samego rodzaju paliwo jak w danej jednostce kogeneracji [w zł/GJ], C – średnią cenę sprzedaży ciepła, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy, wytworzonego w jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji, w których zużywane jest tego samego rodzaju paliwo jak w danej jednostce kogeneracji, ogłoszoną w roku poprzedzającym rok ostatnio ogłoszonej średniej ceny sprzedaży ciepła, oznaczonej symbolem „C” [w zł/GJ]. C – cenę ciepła przyjętą przez przedsiębiorstwo energetyczne dla roku stosowania taryfy, nie wyższą od ceny referencyjnej, o której mowa w ust. 2 [w zł/GJ].
7. W przypadku gdy wartość wskaźnika wzrostu przychodów, o którym mowa w ust. 6, będzie niższa od 0, przyjmuje się wartość tego wskaźnika równą 0.
8. Przepisów ust. 6 nie stosuje się do jednostek kogeneracji oddanych do użytku po dniu 3 listopada 2010 r.
9. W przypadku źródeł ciepła, o których mowa w ust. 1, w których do wytwarzania ciepła zużywanych jest jednocześnie kilka rodzajów paliw, średnie ceny sprzedaży ciepła, oznaczone symbolami „C” oraz „C”, o których mowa w ust. 6, oblicza się jako średnie ważone ze średnich cen sprzedaży ciepła, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy, dla każdego rodzaju paliwa zużywanego do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła oraz ilości energii chemicznej poszczególnych paliw zużytych do wytworzenia jednostki energii elektrycznej i ciepła.
10. Okres stosowania taryfy dla ciepła, w której zastosowano uproszczony sposób, o którym mowa w ust. 1, wynosi rok od dnia jej wprowadzenia do stosowania.
§ 14. Kalkulacja przychodu ze sprzedaży ciepła w kogeneracji
Planowany uzasadniony przychód ze sprzedaży ciepła stanowiący podstawę kalkulacji cen i stawek opłat w taryfie przedsiębiorstw energetycznych wytwarzających ciepło w jednostkach kogeneracji, które nie stosują uproszczonego sposobu kalkulacji cen i stawek opłat, o którym mowa w § 13 ust. 1, oblicza się jako różnicę między planowanymi łącznymi uzasadnionymi przychodami z wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania ciepła oraz wytwarzania energii elektrycznej w danym źródle a planowanym przychodem ze sprzedaży energii elektrycznej, według wzoru: P = P – (E  C) – PMZ gdzie poszczególne symbole oznaczają: P – planowane przychody ze sprzedaży ciepła dla pierwszego roku stosowania taryfy [w zł], P – planowane łączne uzasadnione przychody ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej dla pierwszego roku stosowania taryfy, stanowiące sumę planowanych łącznych kosztów wytwarzania ciepła i energii elektrycznej oraz zwrotu z kapitału zaangażowanego w wykonywanie działalności gospodarczej związanej z wytwarzaniem ciepła i energii elektrycznej [w zł], E – planowaną wielkość sprzedaży energii elektrycznej dla pierwszego roku stosowania taryfy [w MWh], C – cenę energii elektrycznej ustaloną w taryfie dla danego źródła zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 46 ust. 3 i 4 ustawy lub cenę planowaną do uzyskania w warunkach konkurencji, o których mowa w art. 49 ustawy, lub cenę będącą wynikiem wygranej aukcji organizowanej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, zwanego dalej „Prezesem URE”, na podstawie art. 73 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii – dla pierwszego roku stosowania taryfy [w zł/MWh], PMZ – planowane przychody ze sprzedaży praw majątkowych ze świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 44 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii.
1. Koszty uzasadnione realizacji obowiązku, o którym mowa w art. 10 ust. 1 ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej, uwzględnia się w kalkulacji cen i stawek opłat ustalanych w taryfie przedsiębiorstwa energetycznego realizującego te obowiązki, przyjmując, że każda jednostka ciepła sprzedawana przez to przedsiębiorstwo odbiorcom końcowym przyłączonym do sieci jest w tej samej wysokości obciążona tymi kosztami.
2. Koszty wspólne dla wszystkich lub kilku grup taryfowych oraz koszty wspólne dla wszystkich lub kilku rodzajów wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, w tym koszty wspólne dotyczące modernizacji i rozwoju oraz ochrony środowiska, dzieli się na poszczególne grupy taryfowe i na poszczególne rodzaje wykonywanej działalności gospodarczej zgodnie z przyjętą w przedsiębiorstwie metodą podziału kosztów.
3. Metoda podziału kosztów, o której mowa w ust. 2, nie może ulec zmianie w okresie obowiązywania taryfy.
1. Koszty, o których mowa w § 11 ust. 1 pkt 2, ustala się jako roczne koszty związane z eksploatacją urządzeń i instalacji przekazywanych do eksploatacji po zakończeniu działań w zakresie modernizacji i rozwoju lub realizacji inwestycji z zakresu ochrony środowiska.
2. Roczne koszty, o których mowa w ust. 1, przedsiębiorstwo energetyczne ustala na podstawie obowiązującego dla przedsiębiorstwa planu inwestycji oraz określonego w tym planie sposobu finansowania i harmonogramu realizacji poszczególnych przedsięwzięć inwestycyjnych w zakresie:
1) wytwarzania, przetwarzania i magazynowania ciepła – planu inwestycji rozwojowych, modernizacyjnych i związanych z ochroną środowiska dla źródeł ciepła;
2) przesyłania lub dystrybucji ciepła – planu rozwoju, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy.
3. Koszty związane z eksploatacją urządzeń i instalacji przekazywanych do eksploatacji w wyniku inwestycji w zakresie modernizacji, rozwoju i ochrony środowiska, o których mowa w ust. 1 i 2, obejmują w szczególności:
1) odpisy amortyzacyjne lub odpisy umorzeniowe, obliczone zgodnie z obowiązującymi przepisami dla środków trwałych przekazywanych do eksploatacji w wyniku tych inwestycji;
2) koszty kalkulacyjne związane z eksploatacją nowych urządzeń i instalacji w zakresie kosztów robocizny, zużycia materiałów, paliw, energii, wody, usuwania odpadów, kosztów transportu, remontów i innych kosztów wynikających z rodzaju urządzeń i instalacji oraz warunków ich pracy.
4. Planowane koszty rozwoju w zakresie przesyłania lub dystrybucji ciepła, stanowiące podstawę kalkulacji stawek opłat za usługi przesyłowe, nie mogą obejmować kosztów wynikających z nakładów, o których mowa w § 7 ust. 7, planowanych do pokrycia przez odbiorców opłatami za przyłączenie.
§ 17. Zakres kosztów działalności przedsiębiorstwa ciepłowniczego
Koszty, o których mowa w § 11, § 15 i § 16, odpowiednio do zakresu wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, obejmują koszty:
1) stałe i koszty zmienne wytwarzania, przetwarzania i magazynowania ciepła oraz planowane roczne koszty modernizacji, rozwoju i ochrony środowiska, a także koszty:
a) utrzymania zapasów paliw, o których mowa w przepisach wydanych na podstawie art. 10 ust. 6 ustawy,
b) utrzymania przewidzianych w programie pracy sieci ciepłowniczych źródeł ciepła, pracujących w okresie największego poboru mocy cieplnej w sezonie grzewczym lub w okresie letnim,
c) handlowej obsługi odbiorców bezpośrednio zasilanych ze źródeł ciepła;
2) stałe i koszty zmienne pozyskania, uzdatniania i podgrzewania nośnika ciepła oraz planowane roczne koszty modernizacji, rozwoju i ochrony środowiska w tym zakresie;
3) stałe i koszty zmienne przesyłania i dystrybucji ciepła, koszty handlowej obsługi odbiorców oraz planowane roczne koszty modernizacji, rozwoju i ochrony środowiska w zakresie przesyłania lub dystrybucji ciepła siecią ciepłowniczą od źródła ciepła do przyłączy, wraz z kosztami rozwoju związanymi z przyłączaniem obiektów do tej sieci, a także koszty związane:
a) z magazynowaniem i przepompowywaniem wody krążącej w sieci ciepłowniczej,
b) ze stratami mocy cieplnej, stratami ciepła i ubytkami nośnika ciepła podczas ich przesyłania,
c) z utrzymaniem przewidzianych w programie pracy sieci ciepłowniczej źródeł ciepła, pracujących w okresie największego poboru mocy cieplnej w sezonie grzewczym lub w okresie letnim, jeżeli nie zostały uwzględnione w kosztach wytwarzania ciepła, o których mowa w pkt 1 lit. b;
4) stałe i koszty zmienne przesyłania i dystrybucji ciepła, koszty handlowej obsługi odbiorców oraz planowane roczne koszty modernizacji, rozwoju i ochrony środowiska w zakresie usług przesyłowych związanych z eksploatacją:
a) węzłów cieplnych, z którymi są połączone instalacje odbiorcze obsługujące jeden obiekt,
b) grupowych węzłów cieplnych,
c) zewnętrznych instalacji odbiorczych;
5) obsługi odbiorców przez przedsiębiorstwo obrotu ciepłem.
§ 18. Rozliczanie kosztów udostępnionych pomieszczeń
W przypadku gdy odbiorca lub inny podmiot udostępnia przedsiębiorstwu energetycznemu pomieszczenie, w którym są zainstalowane urządzenia należące do tego przedsiębiorstwa lub przez nie eksploatowane, służące do wytwarzania lub przesyłania, lub dystrybucji ciepła, koszty ponoszone z tego tytułu przedsiębiorstwo energetyczne uwzględnia w rozliczeniach tylko z tymi odbiorcami, do których ciepło jest dostarczane za pomocą tych urządzeń, na warunkach ustalonych w taryfie lub w umowie sprzedaży ciepła, lub w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji ciepła, lub w umowie kompleksowej albo w odrębnej umowie.
§ 19. Wzory obliczania cen mocy cieplnej i ciepła
Ceny za zamówioną moc cieplną i ceny ciepła oblicza się według wzorów: C = A  P : N C = (1 – A)  P : Q gdzie poszczególne symbole oznaczają: C – cenę za zamówioną moc cieplną dla danego źródła ciepła i określonego nośnika ciepła [w zł/MW], C – cenę ciepła dla danego źródła ciepła i określonego nośnika ciepła [w zł/GJ], P – planowane uzasadnione przychody z wytwarzania ciepła w postaci określonego nośnika ciepła [w zł], A – określony dla danego źródła ciepła i nośnika ciepła wskaźnik udziału kosztów stałych (Kst) w łącznych kosztach wytwarzania ciepła (Kst + Kzm), którego wartość nie może być wyższa od udziału kosztów stałych (Kst) w łącznych kosztach wytwarzania ciepła (Kst + Kzm), N – planowaną dla pierwszego roku stosowania taryfy moc cieplną obliczoną przez przedsiębiorstwo energetyczne dla danego źródła ciepła i określonego nośnika ciepła – jako sumę przyłączeniowej mocy cieplnej dla sieci ciepłowniczych zasilanych z tego źródła i zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców zasilanych bezpośrednio ze źródła ciepła [w MW], Q – planowaną dla pierwszego roku stosowania taryfy ilość ciepła określoną przez przedsiębiorstwo energetyczne dla danego źródła ciepła i określonego nośnika ciepła, obliczaną przez:
 wytwórcę ciepła – jako sumę planowanych do sprzedaży odbiorcom ilości ciepła, w tym przez przedsiębiorstwo energetyczne stosujące uproszczony sposób kalkulacji cen i stawek opłat, o którym mowa w § 13 ust. 1, i planowaną wielkość ciepła, oznaczoną symbolem „Q”, o której mowa w § 13 ust. 1,
 przedsiębiorstwo ciepłownicze – jako sumę ilości ciepła planowanego do sprzedaży odbiorcom i strat ciepła podczas przesyłania sieciami ciepłowniczymi [w GJ].
§ 20. Obliczanie ceny nośnika ciepła
Cenę nośnika ciepła oblicza się jako iloraz planowanych dla pierwszego roku stosowania taryfy kosztów z uwzględnieniem uzasadnionego zwrotu z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą związaną z wytwarzaniem ciepła oraz planowanej ilości nośnika ciepła dostarczanego do sieci ciepłowniczych w celu napełniania i uzupełniania jego ubytków w tych sieciach, oraz sprzedaży tego nośnika odbiorcom w celu napełniania instalacji odbiorczych i uzupełnienia ubytków wody w tych instalacjach.
1. W przypadku źródeł ciepła, o których mowa w § 7 ust. 8, koszty stanowiące podstawę do obliczenia stawek opłat obejmują:
1) uzasadnione koszty stałe i koszty zmienne:
a) wytwarzania, przetwarzania i magazynowania ciepła,
b) pozyskania, uzdatniania i podgrzewania nośnika ciepła,
c) przesyłania i dystrybucji ciepła;
2) planowane uzasadnione roczne koszty modernizacji, rozwoju i ochrony środowiska;
3) planowane uzasadnione koszty związane z:
a) utrzymaniem zapasów paliw, o których mowa w przepisach wydanych na podstawie art. 10 ust. 6 ustawy,
b) handlową obsługą odbiorców.
2. Stawkę opłaty miesięcznej za zamówioną moc cieplną i stawkę opłaty za ciepło dla danego rodzaju źródeł ciepła, o których mowa w § 7 ust. 8, oblicza się według wzorów: C = 1/12 (A  P : N) C = (1 – A)  P : Q gdzie poszczególne symbole oznaczają: C – stawkę opłaty miesięcznej za zamówioną moc cieplną dla danego rodzaju źródła ciepła [w zł/MW], C – stawkę opłaty za ciepło dla danego rodzaju źródła ciepła [w zł/GJ], P – planowane roczne przychody dla danego rodzaju źródła ciepła [w zł], N – planowaną dla pierwszego roku stosowania taryfy zamówioną moc cieplną dla obiektów zasilanych z danego rodzaju źródła ciepła [w MW], Q – planowaną dla pierwszego roku stosowania taryfy ilość ciepła przeznaczoną do sprzedaży odbiorcom, określoną przez przedsiębiorstwo energetyczne dla danego rodzaju źródła ciepła i określonego nośnika ciepła [w GJ], A – współczynnik udziału opłat stałych, którego wartość nie może być wyższa od udziału kosztów stałych w łącznych kosztach dostarczania ciepła z danego źródła ciepła.
3. W przypadku wytwarzania ciepła w lokalnym źródle ciepła, które nie jest wyposażone w układ pomiarowo- -rozliczeniowy, taryfa zawiera stawki opłaty miesięcznej i sezonowej; stawki te wyraża się w złotych za MW zamówionej mocy cieplnej lub w złotych za metr kwadratowy powierzchni lokali. Koszty stanowiące podstawę do obliczenia tych stawek stanowią koszty, o których mowa w ust. 1.
4. Stawkę opłaty miesięcznej i stawkę opłaty sezonowej dla danego rodzaju lokalnego źródła ciepła, o którym mowa w ust. 3, oblicza się według wzorów: C = 1/12 (A  P : N) lub C = 1/12 (A  P : P) C = 1/7 [(1 – A)  P : N] lub C = 1/7 [(1 – A)  P : P] gdzie poszczególne symbole oznaczają: C – stawkę opłaty miesięcznej dla danego rodzaju lokalnego źródła ciepła [w zł/MW lub w zł/mpowierzchni lokali], C – stawkę opłaty sezonowej dla danego rodzaju lokalnego źródła ciepła [w zł/MW lub w zł/mpowierzchni lokali], P – planowany roczny przychód dla danego rodzaju lokalnego źródła ciepła [w zł], N – planowaną dla pierwszego roku stosowania taryfy zamówioną moc cieplną dla obiektów zasilanych z danego rodzaju lokalnego źródła ciepła [w MW], P – planowaną dla pierwszego roku stosowania taryfy powierzchnię lokali w obiektach zasilanych z danego rodzaju lokalnego źródła ciepła [w m], A – współczynnik udziału opłat stałych, którego wartość nie może być wyższa od udziału kosztów stałych w łącznych kosztach dostarczania ciepła z lokalnego źródła ciepła.
5. W przypadku odbiorców zasilanych z lokalnego źródła ciepła, o którym mowa w ust. 3, rodzaje opłat pobieranych od odbiorców ciepła oraz podstawa i sposób ich obliczania powinny być określone w umowie sprzedaży ciepła, a wysokość tych opłat oblicza się w następujący sposób:
1) opłata miesięczna, pobierana w każdym miesiącu, stanowi iloczyn stawki opłaty miesięcznej dla danego rodzaju lokalnych źródeł ciepła i zamówionej mocy cieplnej lub powierzchni lokali w obiektach odbiorcy;
2) opłata sezonowa, pobierana przez 7 miesięcy sezonu grzewczego, stanowi iloczyn stawki opłaty sezonowej dla danego rodzaju lokalnych źródeł ciepła i zamówionej mocy cieplnej lub powierzchni lokali w obiektach odbiorcy.
1. Stawki opłat za usługi przesyłania i dystrybucji ciepła ustala się w zakresie:
1) sieci ciepłowniczej – dla grup taryfowych, do których są zaliczani odbiorcy pobierający ciepło z przyłączy,
2) sieci ciepłowniczej i węzłów cieplnych – dla grup taryfowych, do których są zaliczani odbiorcy pobierający ciepło z eksploatowanych przez przedsiębiorstwo ciepłownicze lub przez dystrybutora ciepła węzłów cieplnych obsługujących jeden obiekt,
3) sieci ciepłowniczej i grupowych węzłów cieplnych – dla grup taryfowych, do których są zaliczani odbiorcy pobierający ciepło z eksploatowanych przez przedsiębiorstwo ciepłownicze lub przez dystrybutora ciepła grupowych węzłów cieplnych,
4) sieci ciepłowniczej i grupowych węzłów cieplnych oraz zewnętrznych instalacji odbiorczych – dla grup taryfowych, do których są zaliczani odbiorcy pobierający ciepło z eksploatowanych przez przedsiębiorstwo ciepłownicze lub przez dystrybutora ciepła grupowych węzłów cieplnych wraz z zewnętrznymi instalacjami odbiorczymi
 odpowiednio do zakresu wykonywanej przez to przedsiębiorstwo działalności gospodarczej związanej z zaopatrzeniem w ciepło na podstawie kosztów jednostkowych obliczonych w sposób określony w ust. 2.
2. Koszty jednostkowe oblicza się odpowiednio do zakresu wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej związanej z zaopatrzeniem w ciepło według wzorów:
1) dla grup taryfowych, o których mowa w ust. 1 pkt 1: k= B  [K : N] k = (1 – B) [K  N : N] : Q
2) dla grup taryfowych, o których mowa w ust. 1 pkt 2: k = B  [K : N + K : N] k = (1 – B) [K  N : N + K] : Q
3) dla grup taryfowych, o których mowa w ust. 1 pkt 3: k = B  [K : N + K : (N+ N)] k = (1 – B) [K  N : N + K  N : (N + N)] : Q
4) dla grup taryfowych, o których mowa w ust. 1 pkt 4: k = B  [K : N + K : (N + N) + K : N] k= (1 – B) [K  N : N + K N: (N + N) + K] : Q
 gdzie poszczególne symbole oznaczają: k – koszt jednostkowy stały za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 1 [w zł/MW], k – koszt jednostkowy zmienny za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 1 [w zł/GJ], B – wskaźnik udziału opłat stałych za usługi przesyłowe w łącznych opłatach za te usługi, K – planowane roczne koszty za usługi przesyłowe w zakresie przesyłania lub dystrybucji ciepła daną siecią ciepłowniczą od źródła ciepła do przyłączy [w zł], N – sumę zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców zaliczonych do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 1 [w MW], N – sumę zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców przyłączonych do danej sieci ciepłowniczej [w MW], Q – planowaną, dla pierwszego roku stosowania taryfy, sprzedaż ciepła odbiorcom zaliczonym do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 1 [w GJ], k – koszt jednostkowy stały za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 2 [w zł/MW], k – koszt jednostkowy zmienny za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 2 [w zł/GJ], K – planowane roczne koszty za usługi przesyłowe w zakresie eksploatacji węzłów cieplnych obsługujących jeden obiekt, o których mowa w ust. 1 pkt 2 [w zł], N – sumę zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 2 [w MW], Q – planowaną, dla pierwszego roku stosowania taryfy, sprzedaż ciepła odbiorcom zaliczonym do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 2 [w GJ], k – koszt jednostkowy stały za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 3 [w zł/MW], k – koszt jednostkowy zmienny za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 3 [w zł/GJ], K – planowane roczne koszty za usługi przesyłowe w zakresie eksploatacji grupowych węzłów cieplnych, o których mowa w ust. 1 pkt 3 lub 4 [w zł], N – sumę zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 3 lub 4 [w MW], N – sumę zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 3 lub 4 [w MW], Q – planowaną dla pierwszego roku stosowania taryfy sprzedaż ciepła odbiorcom zaliczonym do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 3 [w GJ], k – koszt jednostkowy stały za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 4 [w zł/MW], k – koszt jednostkowy zmienny za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 4 [w zł/GJ], K – planowane roczne koszty za usługi przesyłowe w zakresie eksploatacji zewnętrznych instalacji odbiorczych, o których mowa w ust. 1 pkt 4 [w zł], Q – planowaną, dla pierwszego roku stosowania taryfy, sprzedaż ciepła odbiorcom zaliczonym do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 4 [w GJ].
3. Koszt jednostkowy stanowiący podstawę do określenia stawki opłaty za obsługę odbiorców oblicza się jako iloraz planowanych kosztów obsługi odbiorców przez przedsiębiorstwo obrotu ciepłem i zamówionej mocy cieplnej dla pierwszego roku stosowania taryfy przez odbiorców obsługiwanych przez to przedsiębiorstwo.
4. Stawki opłat, o których mowa w ust. 1–3, stosownie do wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej ustala się na podstawie kosztów jednostkowych z uwzględnieniem uzasadnionego zwrotu z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą związaną z przesyłaniem i dystrybucją ciepła.
§ 23. Miesięczne raty cen i stawek opłat
W odniesieniu do cen za zamówioną moc cieplną, stawek opłat stałych za usługi przesyłowe i stawek opłat za obsługę odbiorców w taryfie ustala się także ich raty miesięczne, stanowiące 1/12 ich wartości.
1. Przedsiębiorstwo energetyczne, na wniosek odbiorcy, określa w umowie zawartej z tym odbiorcą średnią:
1) cenę ciepła, wyrażoną w złotych za GJ, zamiast ustalonej w taryfie ceny za zamówioną moc cieplną i ceny ciepła lub stawki opłaty miesięcznej i stawki opłaty za ciepło;
2) stawkę opłaty za usługi przesyłowe, wyrażoną w złotych za GJ, zamiast ustalonej w taryfie stawki opłaty stałej za usługi przesyłowe i stawki opłaty zmiennej za usługi przesyłowe.
2. Średnią cenę ciepła i średnią stawkę opłaty za usługi przesyłowe, o których mowa w ust. 1, oblicza się według wzorów: C = (N  C + Q  C) : Q O = (N  O + Q  O) : Q gdzie poszczególne symbole oznaczają: C – średnią cenę ciepła dla danego odbiorcy [w zł/GJ], O – średnią stawkę opłaty za usługi przesyłowe dla danego odbiorcy [w zł/GJ], N – moc cieplną zamówioną przez danego odbiorcę [w MW], C – cenę za zamówioną moc cieplną lub dwunastokrotność stawki opłaty miesięcznej za zamówioną moc cieplną, określone w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zaliczony dany odbiorca [w zł/MW], O – stawkę opłaty stałej za usługi przesyłowe określoną w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zaliczony dany odbiorca [w zł/MW], Q – planowaną wielkość sprzedaży ciepła dla danego odbiorcy [w GJ], C – cenę ciepła lub stawkę opłaty za ciepło, określone w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zaliczony dany odbiorca [w zł/GJ], O – stawkę opłaty zmiennej za usługi przesyłowe określoną w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zaliczony dany odbiorca [w zł/GJ].
3. W przypadku gdy pobór ciepła przez odbiorcę występuje wyłącznie poza sezonem grzewczym, przedsiębiorstwo energetyczne może stosować w rozliczeniach z takim odbiorcą tylko określone w taryfie dla danego źródła ciepła i sieci ciepłowniczej cenę ciepła lub stawkę opłaty za ciepło i stawkę opłaty zmiennej za usługi przesyłowe.
1. Koszty jednostkowe stanowiące podstawę do obliczenia stawki opłaty za przyłączenie oblicza się według wzoru: k = K : L gdzie poszczególne symbole oznaczają: k – koszty jednostkowe, stanowiące podstawę do obliczenia stawki opłaty za przyłączenie, określone dla danego rodzaju przyłączy [w zł/m], K – nakłady inwestycyjne, o których mowa w § 7 ust. 7, dla danego rodzaju przyłączy [w zł], L – planowaną, średnią w roku, łączną długość odcinków rurociągów dla danego rodzaju przyłączy określonych w planie rozwoju, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy [w m].
2. Wysokość nakładów inwestycyjnych na budowę przyłączy stanowiących podstawę kalkulacji stawek opłat za przyłączenie przyjmuje się w wysokości określonej w obowiązującym dla przedsiębiorstwa planie rozwoju, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy.
3. Nakłady, o których mowa w § 7 ust. 7, obejmują w przypadku przyłączania do:
1) sieci ciepłowniczej – nakłady na budowę odcinków przyłącza do ściany węzła cieplnego i wykonanie przejścia przyłącza przez tę ścianę oraz zainstalowanie w pomieszczeniu węzła cieplnego układu pomiarowo-rozliczeniowego wraz z niezbędnym osprzętem i armaturą oraz dokonaniem koniecznych połączeń, a w przypadku sieci ciepłowniczej, w której nośnikiem ciepła jest woda, także nakłady na zainstalowanie urządzenia regulującego natężenie przepływu nośnika ciepła;
2) zewnętrznych instalacji odbiorczych należących do przedsiębiorstwa energetycznego – nakłady na budowę odcinków przyłącza do ściany obiektu i wykonanie przejścia przyłącza przez tę ścianę oraz zainstalowanie w obiekcie:
a) urządzenia regulującego natężenie przepływu wody dostarczanej do instalacji centralnego ogrzewania w tym obiekcie,
b) urządzeń, których wskazania będą stanowiły podstawę do określenia udziału tego obiektu w kosztach ciepła dostarczonego do grupowego węzła cieplnego,
c) niezbędnego osprzętu i armatury oraz koniecznych połączeń.
4. Jeżeli w pomieszczeniu węzła cieplnego jest instalowany, na koszt odbiorcy, prefabrykowany węzeł cieplny wyposażony przez producenta w układ pomiarowo-rozliczeniowy i urządzenie regulujące natężenie przepływu nośnika ciepła, nakłady, o których mowa w ust. 3 pkt 1, obejmują tylko nakłady na budowę odcinków przyłącza i wykonanie przejścia tego przyłącza przez ścianę węzła cieplnego wraz z niezbędnym osprzętem i armaturą oraz dokonaniem koniecznych połączeń.
1. Planowana wysokość zwrotu z kapitału, o którym mowa w § 11 ust. 1 pkt 3, § 20 i § 22 ust. 4, może uwzględniać zwrot z kapitału własnego i obcego, służących do finansowania majątku zaangażowanego do wykonywania działalności gospodarczej przez przedsiębiorstwo energetyczne.
2. Uzasadniona wysokość zwrotu z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą związaną z zaopatrzeniem w ciepło powinna być odpowiednia do rodzaju wykonywanej działalności gospodarczej i ponoszonego w związku z tym ryzyka, a przy jej określaniu należy w szczególności uwzględniać:
1) warunki panujące na rynkach finansowych i wynikający z nich poziom stóp procentowych, ocenę ryzyka wykonywania działalności gospodarczej przez przedsiębiorstwo energetyczne, a także wartość aktywów przedsiębiorstwa, która jest faktycznie zaangażowana w działalność gospodarczą związaną z zaopatrzeniem w ciepło;
2) taką wysokość zwrotu z tego kapitału, która w kalkulacji cen i stawek opłat nie spowoduje nadmiernego wzrostu opłat ponoszonych przez odbiorców;
3) oszczędności uzyskane w wyniku obniżenia kosztów działalności przedsiębiorstwa energetycznego wynikające z poprawy efektywności jego funkcjonowania;
4) poziom cen ciepła z alternatywnych źródeł ciepła, które mogłyby być w sposób ekonomicznie i technicznie uzasadniony wykorzystane w celu pokrycia zapotrzebowania na to ciepło.
3. Stopę zwrotu z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą związaną z zaopatrzeniem w ciepło stanowi średnioważony koszt kapitału przedsiębiorstwa energetycznego, który ustalany jest zgodnie z regułami obowiązującymi na rynkach finansowych stosowanymi przez instytucje finansowe, gdzie:
1) stopę obsługi zadłużenia przyjmuje się na podstawie aktualnie obwiązujących warunków rynkowych w sektorze banków udzielających kredytów na cele inwestycyjne w zakresie prowadzenia działalności gospodarczej;
2) stopę wolną od ryzyka ustala się na podstawie średniej rentowności 10-letnich obligacji Skarbu Państwa (DS) o najdłuższym terminie wykupu (średnia z dni, w których zawarte zostały transakcje), notowanych na Rynku Treasury BondSpot Poland w okresie 36 miesięcy poprzedzających kwartał, w którym wniosek o zatwierdzenie taryfy zostanie przedłożony;
3) premię za ryzyko przyjmuje się zgodnie z warunkami panującymi na rynkach finansowych.
1. W okresie stosowania taryfy, nie krótszym niż dwa lata:
1) przedsiębiorstwo energetyczne wytwarzające ciepło w jednostkach kogeneracji, które nie stosuje uproszczonego sposobu kalkulacji cen i stawek opłat, o którym mowa w § 13 ust. 1, dostosowuje ceny i stawki opłat,
2) przedsiębiorstwo energetyczne inne niż określone w pkt 1 może dostosowywać ceny i stawki opłat
 ustalone dla pierwszego roku jej stosowania do zmieniających się warunków wykonywania działalności gospodarczej w sposób określony w ust. 2.
2. Dostosowywanie cen i stawek opłat może nastąpić nie wcześniej niż po upływie 12 miesięcy od ich wprowadzenia jako obowiązujących i nie częściej niż co 12 miesięcy, a wysokość tych cen i stawek opłat oblicza się według wzoru: C = C  [1 + (RPI− X) : 100] gdzie poszczególne symbole oznaczają: C – nową cenę lub stawkę opłaty, C – dotychczas stosowaną cenę lub stawkę opłaty przed ich zmianą, RPI – średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem w poprzednim roku kalendarzowym, określony w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski” [w %], X – współczynnik korekcyjny ustalany dla danego rodzaju działalności gospodarczej wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne w zakresie zaopatrzenia w ciepło, określający projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania tego przedsiębiorstwa oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej w następnym roku w stosunku do poprzedniego roku stosowania taryfy [w %].
1. W przypadku nieprzewidzianej, istotnej zmiany warunków wykonywania działalności gospodarczej przez przedsiębiorstwo energetyczne, w odniesieniu do działalności w zakresie wytwarzania ciepła w źródłach innych niż określone w § 13 ust. 1 lub działalności w zakresie dystrybucji ciepła, może nastąpić ustalenie współczynników korekcyjnych, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 3 lit. a ustawy, przy odpowiednim zastosowaniu trybu określonego w art. 47 ust. 2b ustawy lub zmiana cen i stawek wynikających z taryfy wprowadzonej do stosowania przez zawarcie umów z odbiorcami, po dokonaniu analizy i oceny skutków ekonomicznych tych zmian.
2. Przedsiębiorstwo energetyczne może ustalić w taryfie ceny i stawki opłat w taki sposób, aby łagodzić skutki wprowadzenia w pierwszym roku stosowania taryfy cen i stawek opłat, o których mowa w § 19–23, dla tych grup taryfowych, których ochrona ich interesów tego wymaga, biorąc pod uwagę eliminowanie subsydiowania skrośnego.
3. Przedsiębiorstwo energetyczne, w odniesieniu do źródeł, o których mowa w § 13 ust. 1, może wystąpić o zmianę taryfy przed upływem okresu, o którym mowa w § 13 ust. 10, jeżeli w trakcie tego okresu ogłoszone zostaną średnie ceny sprzedaży ciepła, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy, lub w przypadku zmiany posiadanej koncesji wynikającej z istotnej zmiany zakresu wykonywania działalności objętej koncesją, w szczególności zmiany paliwa wykorzystywanego w danym źródle.
§ 29. Koszty i analizy porównawcze nowej działalności
W przypadku nowo tworzonego przedsiębiorstwa energetycznego lub podejmowania przez istniejące przedsiębiorstwo nowego rodzaju działalności gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w ciepło, podstawę do określenia kosztów jednostkowych oraz ustalenia cen i stawek opłat stanowią koszty planowane dla pierwszego roku wykonywania nowej działalności gospodarczej, a uzasadnienie kalkulacji cen i stawek opłat powinno uwzględniać analizy porównawcze z innymi przedsiębiorstwami energetycznymi zajmującymi się takim samym rodzajem działalności gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w ciepło.

Pełna treść aktu: w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło.