Rozdział 3 - Szczegółowe zasady kalkulacji cen i stawek opłat - Szczegółowe zasady kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło.

Dziennik Ustaw

Dz.U.2010.194.1291

Akt utracił moc

Wersja od: 19 października 2010 r.

Rozdział  3

Szczegółowe zasady kalkulacji cen i stawek opłat

§  11.

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 kosztów realizacji inwestycji z zakresu ochrony środowiska;

3) uzasadnionego zwrotu z kapitału zaangażowanego w działalność, o której mowa w pkt 1 i 2.

2. Suma uzasadnionych rocznych kosztów oraz uzasadnionego zwrotu z kapitału, o których mowa w ust. 1 pkt 1-3, stanowi uzasadniony planowany przychód przedsiębiorstwa energetycznego ze sprzedaży ciepła będący podstawą kalkulacji cen i stawek opłat ustalanych w taryfie, z zastrzeżeniem § 13 ust. 1.

§  12.

1. Koszty, o których mowa w § 11 ust. 1 pkt 1 i 2, ustala się zgodnie z art. 44 i 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, a w przypadku lokalnych źródeł ciepła, o których mowa w § 7 ust. 6, powierzchni lokali, z uwzględnieniem zmiany tych 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 [odpowiednio w MW lub metrach kwadratowych];

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 tonach].

§  13.

1. Dla źródeł ciepła, w których ciepło wytwarzane jest 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_c = Q_s x C_c

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

P_c - planowane przychody ze sprzedaży ciepła dla roku stosowania taryfy [w zł],

Q_s - planowaną wielkość ciepła wprowadzonego do sieci ciepłowniczej lub sprzedanego bezpośrednio odbiorcom dla roku stosowania taryfy dla danego źródła ciepła [w GJ],

C_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_r", oblicza się według wzoru:

C_r = C_CSn x X_C

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

C_r - 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_CSn - 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_C - 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, według metodologii określonej w ust. 4.

3. W przypadku źródła, o którym mowa w ust. 1, w którym 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 tym źródle.

4. Wskaźnik referencyjny, oznaczony symbolem "X_C", o którym mowa w art. 47 ust. 2f ustawy, ustala się w oparciu o następującą formułę:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

C_CSn - 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, wynikający z nowych lub zmiany obowiązujących regulacji prawnych w takim zakresie, w jakim koszty te obciążać będą produkcję ciepła w roku ustalania wskaźnika referencyjnego, a nie obciążały jej w roku poprzedzającym, obliczany dla poszczególnych rodzajów paliw, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy [w zł/GJ].

5. Z zastrzeżeniem przepisu § 47, wskaźnik wzrostu przychodów ze sprzedaży ciepła dla źródła ciepła, dla którego 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 tego źródła ciepła, nie może być wyższy, uwzględniając wielkość przychodów ze sprzedaży ciepła obliczanych dla tego źródła ciepła 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 tego źródła ciepła, niż:

1) RPI + 2 - jeżeli taryfa jest zatwierdzana przed dniem 31 marca 2011 r.,

2) - jeżeli taryfa jest zatwierdzana w okresie od dnia 31 marca 2011 r. do dnia 31 marca 2013 r. lub po dniu 31 marca 2014 r. [w %],

3) - jeżeli taryfa jest zatwierdzana w okresie od dnia 1 kwietnia 2013 r. do dnia 31 marca 2014 r. [w %],

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

RPI - średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem w roku kalendarzowym bezpośrednio poprzedzającym rok stosowania taryfy, określony w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej "Monitor Polski" [w %],

C_CSn - średnią cenę sprzedaży ciepła, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy, dla źródła ciepła zużywającego tego samego rodzaju paliwo jak dana jednostka kogeneracji [w zł/GJ],

C_CSn-1 - średnią cenę sprzedaży ciepła, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy, dla źródła ciepła zużywającego tego samego rodzaju paliwo jak dana jednostka kogeneracji, ogłoszoną w roku poprzedzającym rok ostatnio ogłoszonej średniej ceny sprzedaży ciepła oznaczonej symbolem "C_CSn" [w zł/GJ],

K_i^CO2 - koszt zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla przez przedsiębiorstwo energetyczne w odniesieniu do jednostki ciepła wytworzonego w jednostce kogeneracji należącej do tego przedsiębiorstwa energetycznego [w zł/GJ].

6. Koszt zakupu uprawnień, oznaczony symbolem "K_i^CO2", o którym mowa w ust. 5, oblicza się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

E_i - średnioroczną wielkość emisji dwutlenku węgla przez jednostkę kogeneracji w latach 2009-2010 w związku z wytwarzaniem ciepła [w Mg CO₂],

E_Si - wielkość bezpłatnych uprawnień do emisji dwutlenku węgla przydzielonych jednostce kogeneracji na wytwarzanie ciepła na 2013 r. [w Mg CO₂],

RC_CO2 - cenę uprawnień do emisji dwutlenku węgla w kontraktach terminowych z dostawą w grudniu 2013 r. notowanych na rynkach terminowych, określoną jako średnia z ostatnich 120 dostępnych sesji notowań na giełdach towarowych działających na terytorium Unii Europejskiej, na których w tym okresie wolumen obrotów uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla był największy [w zł/Mg CO₂]. Ceny określone podczas poszczególnych sesji notowań są przeliczane na złote według ogłoszonego przez Narodowy Bank Polski średniego kursu waluty, w której prowadzone były notowania, w dniu, w którym odbywała się sesja notowań, a jeżeli nie został ogłoszony średni kurs w tym dniu, stosuje się ogłoszony przez Narodowy Bank Polski kurs w najbliższym dniu poprzedzającym dzień sesji notowań,

Q_r - średnioroczną ilość ciepła wytworzonego przez jednostkę kogeneracji w latach 2009-2010 [w GJ].

7. W przypadku źródła, o którym mowa w ust. 1, w którym do wytwarzania ciepła zużywanych jest jednocześnie kilka rodzajów paliw, średnie ceny sprzedaży ciepła, oznaczone symbolami "C_CSn" oraz "C_CSn-1", o których mowa w ust. 5, 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.

8. Okres stosowania taryfy dla ciepła, w której zastosowano uproszczony sposób, o którym mowa w ust. 1, wynosi jeden rok od dnia jej wprowadzenia do stosowania.

§ 14. Planowany uzasadniony przychód ze sprzedaży ciepła, stanowiący podstawę kalkulacji cen i stawek opłat w taryfie dla ciepła 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 oraz magazynowania ciepła oraz wytwarzania energii elektrycznej w danym źródle a planowanym przychodem ze sprzedaży energii elektrycznej, według wzoru:

P_c = P_ec - (E_s x C_e) - PM_C - PM_Z

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

P_c - planowane przychody ze sprzedaży ciepła dla pierwszego roku stosowania taryfy [w zł],

P_ec - 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_s - planowaną wielkość sprzedaży energii elektrycznej dla pierwszego roku stosowania taryfy [w MWh],

C_e - 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, dla pierwszego roku stosowania taryfy [w zł/MWh],

PM_C - przychody ze sprzedaży praw majątkowych ze świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 91 ust. 1 ustawy,

PM_Z - przychody ze sprzedaży praw majątkowych ze świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1 ustawy, w ilości wykazanej w roku kalendarzowym poprzedzającym pierwszy rok stosowania taryfy.

§  15.

1. Koszty uzasadnione zakupu ciepła, ponoszone w związku z realizacją obowiązków, o których mowa w art. 9a ust. 7 ustawy, uwzględnia się w kalkulacji cen i stawek opłat ustalanych w taryfie przedsiębiorstwa energetycznego realizującego te obowiązki, przyjmując, że każda jednostka ciepła sprzedawana odbiorcom przez to przedsiębiorstwo energetyczne 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.

§  16.

1. Koszty wynikające z inwestycji modernizacyjnych, rozwojowych i z zakresu ochrony środowiska, 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 tych inwestycji.

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 rozwojowych, modernizacyjnych i z zakresu ochrony środowiska, o których mowa w ust. 1 i 2, obejmują w szczególności:

1) odpisy amortyzacyjne, a w przypadku zakładów budżetowych odpisy umorzeniowe, obliczone zgodnie z obowiązującymi przepisami dla środków trwałych przekazywanych do eksploatacji w wyniku inwestycji rozwojowych, modernizacyjnych i z zakresu ochrony środowiska;

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. 8, planowanych do pokrycia przez odbiorców opłatami za przyłączenie.

§ 17. 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. 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 zasadach 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. Ceny za zamówioną moc cieplną i ceny ciepła oblicza się według wzorów:

C_jm = A x P_c : N

C_jc = (1 - A) x P_c : Q

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

C_jm - cenę za zamówioną moc cieplną dla danego źródła ciepła i określonego nośnika ciepła [w zł/MW],

C_jc - cenę ciepła dla danego źródła ciepła i określonego nośnika ciepła [w zł/GJ],

P_c - 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 (K_st) w łącznych kosztach wytwarzania ciepła (K_st + K_zm), którego wartość nie może być wyższa od udziału kosztów stałych (K_st) w łącznych kosztach wytwarzania ciepła (K_st + K_zm),

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 z tego źródła [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 - planowaną wielkość ciepła oznaczoną symbolem "Q_s", 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. Cenę nośnika ciepła oblicza się jako iloraz planowanych, dla pierwszego roku stosowania taryfy, kosztów, z uwzględnieniem uzasadnionego zwrotu z kapitału 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.

§  21.

1. W przypadku źródeł ciepła, o których mowa w § 7 ust. 6 i 7, 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 i stawkę opłaty sezonowej, dla danego rodzaju lokalnego źródła ciepła, o którym mowa w § 7 ust. 6, oblicza się według wzorów:

C_jrl = 1/12 (A₁ x P_l : N_ol) lub C_jrl = 1/12 (A₁ x P_l : P_ol)

C_jsl = 1/7 [(1 - A₁) x P_l : N_ol] lub C_jsl = 1/7 [(1 - A₁) x P_l : P_ol]

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

C_jrl - stawkę opłaty miesięcznej dla danego rodzaju lokalnego źródła ciepła [w zł/MW lub w zł/m² powierzchni lokali],

C_jsl - stawkę opłaty sezonowej dla danego rodzaju lokalnego źródła ciepła [w zł/MW lub w zł/m² powierzchni lokali],

P_l - planowany roczny przychód dla danego rodzaju lokalnego źródła ciepła [w zł],

N_ol - planowaną, dla pierwszego roku stosowania taryfy, zamówioną moc cieplną dla obiektów zasilanych z danego rodzaju lokalnego źródła ciepła [w MW],

P_ol - planowaną, dla pierwszego roku stosowania taryfy, powierzchnię lokali w obiektach zasilanych z danego rodzaju lokalnego źródła ciepła [w m²],

A₁ - współczynnik udziału opłat stałych, którego wartość nie może być wyższa od udziału kosztów stałych w łącznych kosztach dostarczania ciepła z lokalnego źródła.

3. Stawkę opłaty miesięcznej za zamówioną moc cieplną i stawkę opłaty za ciepło dla danego rodzaju źródeł ciepła, o których mowa w § 7 ust. 7, oblicza się według wzorów:

C_jźN = 1/12 (A₂ x P_ź : N_oź)

C_jźQ = (1 - A₂) x P_ź : Q_oź

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

C_jźN - stawkę opłaty miesięcznej za zamówioną moc cieplną dla danego rodzaju źródła ciepła [w zł/MW],

C_jźQ - stawkę opłaty za ciepło dla danego rodzaju źródła ciepła [w zł/GJ],

P_ź - planowane roczne przychody dla danego rodzaju źródła ciepła [w zł],

N_oź - planowaną, dla pierwszego roku stosowania taryfy, zamówioną moc cieplną dla obiektów zasilanych z danego rodzaju źródła ciepła [w MW],

Q_oź - 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],

A₂ - współczynnik udziału opłat stałych, którego wartość nie może być wyższa od udziału kosztów stałych w łącznych kosztach dostarczania ciepła z lokalnego źródła ciepła.

§  22.

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 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 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 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, o których mowa w ust. 1, 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_sp = B x [K_ps : N_s]

k_zp = (1 - B) [K_ps x N_gp : N_s] : Q_gp

2) dla grup taryfowych, o których mowa w ust. 1 pkt 2:

k_sw = B x [K_ps : N_s + K_pw : N_gw]

k_zw = (1 - B) [K_ps x N_gw : N_s + K_pw] : Q_gw

3) dla grup taryfowych, o których mowa w ust. 1 pkt 3:

k_swg = B x [K_ps : N_s + K_pwg : (N_gwg + N_giz)]

k_zwg = (1 - B) [K_ps x N_gwg : N_s + K_pwg x N_gwg : (N_gwg + N_giz)] : Q_gwg

4) dla grup taryfowych, o których mowa w ust. 1 pkt 4:

k_siz = B x [K_ps : N_s + K_pwg : (N_gwg + N_giz) + K_piz : N_giz]

k_ziz = (1 - B) [K_ps x N_giz : N_s + K_pwg x N_giz : (N_gwg + N_giz) + K_piz] : Q_giz

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

k_sp - koszt jednostkowy stały za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 1 [w zł/MW],

k_zp - 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_ps - planowane roczne koszty za usługi przesyłowe w zakresie przesyłania lub dystrybucji ciepła daną siecią ciepłowniczą od źródła ciepła do przyłączy [w zł],

N_gp - sumę zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców zaliczonych do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 1 [w MW],

N_s - sumę zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców przyłączonych do danej sieci ciepłowniczej [w MW],

Q_gp - planowaną, dla pierwszego roku stosowania taryfy, sprzedaż ciepła odbiorcom zaliczonym do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 1 [w GJ],

k_sw - koszt jednostkowy stały za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 2 [w zł/MW],

k_zw - koszt jednostkowy zmienny za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 2 [w zł/GJ],

K_pw - 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_gw - sumę zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 2 [w MW],

Q_gw - planowaną, dla pierwszego roku stosowania taryfy, sprzedaż ciepła odbiorcom zaliczonym do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 2 [w GJ],

k_swg - koszt jednostkowy stały za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 3 [w zł/MW],

k_zwg - koszt jednostkowy zmienny za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 3 [w zł/GJ],

K_pwg - planowane roczne koszty za usługi przesyłowe w zakresie eksploatacji grupowych węzłów cieplnych, o których mowa w ust. 1 pkt 3 i 4 [w zł],

N_gwg - sumę zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 3 [w MW],

N_giz - sumę zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 4 [w MW],

Q_gwg - planowaną, dla pierwszego roku stosowania taryfy, sprzedaż ciepła odbiorcom zaliczonym do grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 3 [w GJ],

k_siz - koszt jednostkowy stały za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 4 [w zł/MW],

k_ziz - koszt jednostkowy zmienny za usługi przesyłowe obliczony dla grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 4 [w zł/GJ],

K_piz - planowane roczne koszty za usługi przesyłowe w zakresie eksploatacji zewnętrznych instalacji odbiorczych, o których mowa w ust. 1 pkt 4 [w zł],

Q_giz - 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.

§ 23. W odniesieniu do cen za zamówioną moc cieplną, stawek opłat stałych za usługi przesyłowe i stawek opłat za obsługę odbiorców, w taryfie ustala się również ich raty miesięczne, stanowiące 1/12 ich wartości.

§  24.

1. Przedsiębiorstwo energetyczne, na wniosek odbiorcy, określa w zawartej z nim umowie 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 pkt 1 i 2, oblicza się według wzorów:

C_s = (N_zo x C_tn + Q_so x C_tc) : Q_so

O_sp = (N_zo x O_tsp + Q_so x O_tzp) : Q_so

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

C_s - średnią cenę ciepła dla danego odbiorcy [w zł/GJ],

O_sp - średnią stawkę opłaty za usługi przesyłowe dla danego odbiorcy [w zł/GJ],

N_zo - moc cieplną zamówioną przez danego odbiorcę [w MW],

C_tn - 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_tsp - stawkę opłaty stałej za usługi przesyłowe, określoną w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zaliczony dany odbiorca [w zł/MW],

Q_so - planowaną wielkość sprzedaży ciepła dla danego odbiorcy [w GJ],

C_tc - cenę ciepła lub stawkę opłaty za ciepło, określone w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zaliczony dany odbiorca [w zł/MW],

O_tzp - 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.

§  25.

1. Koszty jednostkowe, stanowiące podstawę do obliczenia stawki opłaty za przyłączenie, oblicza się według wzoru:

k_p = K_p : L_p

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

k_p - koszty jednostkowe, stanowiące podstawę do obliczenia stawki opłaty za przyłączenie, określone dla danego rodzaju przyłączy [w zł/m],

K_p - jedną czwartą średniorocznych nakładów inwestycyjnych, o których mowa w § 7 ust. 8, dla danego rodzaju przyłączy [w zł],

L_p - 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. Nakłady inwestycyjne na budowę przyłączy powinny być określone w obowiązującym dla przedsiębiorstwa planie rozwoju, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy.

3. Nakłady, o których mowa w § 7 ust. 8, 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.

§  26.

1. Planowana wielkość zwrotu z kapitału, o którym mowa w § 11 ust. 1 pkt 3, § 14, § 20 i § 22 ust. 4, powinna uwzględniać zwrot z kapitału własnego i obcego, służących do finansowania majątku zaangażowanego do wykonywania działalności gospodarczej przez przedsiębiorstwo energetyczne.

2. Uzasadniona wielkość zwrotu z kapitału, o której mowa w ust. 1, powinna być odpowiednia do rodzaju wykonywanej działalności gospodarczej i ponoszonego w związku z tym ryzyka, a przy jej określaniu należy w szczególności uwzględniać następujące przesłanki:

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 i energię elektryczną;

2) oszczędności uzyskane w wyniku obniżenia kosztów działalności przedsiębiorstwa energetycznego wynikające z poprawy efektywności jego funkcjonowania;

3) poziom cen ciepła z alternatywnych źródeł ciepła, które mogłyby być w sposób ekonomicznie i technicznie uzasadniony wykorzystane w celu pokrycia zapotrzebowania na to ciepło;

4) planowane aktywa przedsiębiorstwa energetycznego w okresie obowiązywania taryfy.

3. Stopę zwrotu z kapitału 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 przyjmuje się na poziomie rentowności pięcioletnich obligacji skarbowych, o której mowa w art. 18 ust. 2 pkt 1 ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz. U. Nr 130, poz. 905, z 2008 r. Nr 58, poz. 357 oraz z 2009 r. Nr 98, poz. 817);

3) premię za ryzyko przyjmuje się zgodnie z warunkami panującymi na rynkach finansowych.

4. Ustalając średnioważony koszt kapitału, uwzględnia się strukturę finansowania majątku przedsiębiorstwa energetycznego.

5. Przedsiębiorstwo energetyczne dostosowuje wielkość zwrotu z kapitału do warunków rynkowych panujących na obszarze prowadzonej działalności.

6. Uwzględnienie zwrotu z kapitału w kalkulacji cen i stawek opłat nie może spowodować nadmiernego wzrostu opłat ponoszonych przez odbiorców.

§  27.

1. W okresie stosowania taryfy, nie krótszym niż dwa lata, 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 ustalone dla pierwszego roku stosowania taryfy do zmieniających się warunków wykonywania działalności gospodarczej w sposób określony w ust. 2.

2. Dostosowywanie cen i stawek opłat, o którym mowa w ust. 1, 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_sn = C_sb x [1 + (RPI - X_r) : 100]

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

C_sn - nową cenę lub stawkę opłaty,

C_sb - 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_r - 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 %].

3. Przedsiębiorstwo energetyczne, inne niż określone w ust. 1, w okresie stosowania taryfy, nie krótszym niż dwa lata, 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.

§  28.

1. W przypadku nieprzewidzianej, istotnej zmiany warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej jest możliwa zmiana taryfy wprowadzonej do stosowania, w trybie określonym w art. 47 ustawy lub 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.

§ 29. 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.