Szczegółowe zasady kalkulacji cen i stawek opłat - Rozdział 3 - Szczegółowe zasady kształtowania i kalkulacji taryf oraz... - Dz.U.2020.718 - OpenLEX

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.2020.718

Akt obowiązujący
Wersja od: 26 listopada 2022 r. do: 31 grudnia 2027 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 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);
5) 2
 uzasadnionych rocznych kosztów zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla ustalanych na podstawie średniej ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla w kontraktach terminowych z dostawą w grudniu roku, w którym przypada zakończenie pierwszego roku obowiązywania taryfy dla ciepła; średnią cenę uprawnień do emisji dwutlenku węgla stanowi średnia cena notowań z ostatnich 30 sesji notowań opublikowanych na jednej z giełd towarowych działających na terytorium państwa członkowskiego Unii Europejskiej, państwa członkowskiego Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - strony umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym, Konfederacji Szwajcarskiej lub Zjednoczonego Królestwa Wielkiej Brytanii i Irlandii Północnej [w zł/Mg CO2], przy czym poszczególne ceny notowań przelicza się na złote według średniego kursu waluty, w której były prowadzone notowania, ogłoszonego przez Narodowy Bank Polski w dniu, w którym odbywała się sesja notowań, a jeżeli w tym dniu nie został ogłoszony średni kurs, stosuje się średni kurs ogłoszony przez Narodowy Bank Polski w najbliższym dniu poprzedzającym dzień sesji notowań; określenia średniej ceny notowań z ostatnich 30 sesji notowań dokonuje się przed dniem złożenia lub ostatniej aktualizacji wniosku stanowiącego podstawę wydania decyzji zatwierdzającej taryfę.
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.  3
 Z zastrzeżeniem ust. 4 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 przesyłania i dystrybucji 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.
4.  4
 Uzasadniony planowany przychód przedsiębiorstwa energetycznego będący podstawą kalkulacji stawek opłat za usługi przesyłania i dystrybucji ciepła daną siecią ciepłowniczą w pierwszym roku stosowania taryfy nie może być niższy od wartości obliczonej według wzoru:

PD = PDn-1 x [1 + (1 - usd - uwd) x (RPI: 100%) + Usd x (zsd: 100%) + uwd x (zw: 100%)]

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

PD - uzasadniony planowany przychód przedsiębiorstwa energetycznego będący podstawą kalkulacji stawek opłat za usługi przesyłania i dystrybucji ciepła daną siecią ciepłowniczą w pierwszym roku stosowania taryfy,

PDn-1 - przychód obliczony na podstawie planowanych wielkości sprzedaży ciepła i mocy zamówionej przez odbiorców danej sieci ciepłowniczej na pierwszy rok stosowania taryfy oraz stawek opłat za usługi przesyłania i dystrybucji w obowiązującej taryfie [w zł],

usd - wskaźnik udziału kosztów strat przesyłowych w kosztach przesyłania i dystrybucji ogółem w systemach ciepłowniczych przedsiębiorstw koncesjonowanych w kraju, ostatnio określony i opublikowany za poprzedni rok kalendarzowy przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, zwanego dalej "Prezesem URE",

uwd - wskaźnik udziału kosztów wynagrodzeń i ubezpieczeń społecznych, w szczególności kosztów składek na ubezpieczenia emerytalne, rentowe, Fundusz Pracy, Fundusz Gwarantowanych Świadczeń Pracowniczych, Fundusz Solidarnościowy, w kosztach przesyłania i dystrybucji ogółem w systemach ciepłowniczych przedsiębiorstw koncesjonowanych w kraju, ostatnio określony i opublikowany za poprzedni rok kalendarzowy przez Prezesa URE,

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 %],

zsd - wskaźnik rocznych zmian jednostkowych kosztów strat przesyłowych w systemach ciepłowniczych przedsiębiorstw koncesjonowanych w kraju w danym roku kalendarzowym w stosunku do roku wcześniejszego, ostatnio określony i opublikowany za poprzedni rok kalendarzowy przez Prezesa URE [w %],

zw - zmianę przeciętnego miesięcznego wynagrodzenia w sektorze przedsiębiorstw, włącznie z wypłatami z zysku, określoną na podstawie ostatnio ogłoszonego przez Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej "Monitor Polski" przeciętnego miesięcznego wynagrodzenia w sektorze przedsiębiorstw, włącznie z wypłatami z zysku, w czwartym kwartale danego roku kalendarzowego w stosunku do przeciętnego miesięcznego wynagrodzenia w sektorze przedsiębiorstw, włącznie z wypłatami z zysku, w czwartym kwartale roku wcześniejszego [w %].

5.  5
 Uzasadniony planowany przychód przedsiębiorstwa energetycznego stanowiący podstawę kalkulacji cen ciepła, mocy zamówionej i określonego nośnika ciepła dla danego źródła ciepła, dla którego nie stosuje się sposobu kalkulacji cen i stawek opłat w taryfie dla ciepła, o którym mowa w § 13 ust. 1, nie może być niższy od wartości obliczonej według wzoru:

PC = PWn-1 x [1 + (1 - upco2w - uww) x (RPI: 100%) + upco2w x (zpco2w: 100%) + uww x (zw: 100%) + 0,02]

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

PC - uzasadniony planowany przychód przedsiębiorstwa energetycznego stanowiący podstawę kalkulacji cen ciepła, mocy zamówionej i określonego nośnika ciepła dla danego źródła ciepła,

PWn-1 - przychód obliczony na podstawie planowanych na pierwszy rok stosowania taryfy wielkości N i Q dla danego źródła ciepła i określonego nośnika ciepła, o których mowa w § 19, oraz cen ciepła, mocy zamówionej i określonego nośnika ciepła w obowiązującej taryfie [w zł],

upco2w - wskaźnik udziału kosztów paliw i uprawnień do emisji dwutlenku węgla w kosztach wytwarzania ciepła dla przedsiębiorstw koncesjonowanych wytwarzających ciepło w kraju, ostatnio określony i opublikowany za poprzedni rok kalendarzowy przez Prezesa URE,

uww - wskaźnik udziału kosztów wynagrodzeń i ubezpieczeń społecznych, w szczególności składek na ubezpieczenia emerytalne, rentowe, Fundusz Pracy, Fundusz Gwarantowanych Świadczeń Pracowniczych oraz Fundusz Solidarnościowy, w kosztach wytwarzania ciepła dla przedsiębiorstw koncesjonowanych wytwarzających ciepło, ostatnio określony i opublikowany za poprzedni rok kalendarzowy przez Prezesa URE,

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 %],

zpco2w - wskaźnik rocznych zmian jednostkowych kosztów paliw i uprawnień do emisji dwutlenku węgla przedsiębiorstw koncesjonowanych wytwarzających ciepło w kraju w danym roku kalendarzowym w stosunku do roku wcześniejszego, ostatnio określony i opublikowany za poprzedni rok kalendarzowy przez Prezesa URE [w %],

zw - zmianę przeciętnego miesięcznego wynagrodzenia w sektorze przedsiębiorstw, włącznie z wypłatami z zysku, określoną na podstawie ostatnio ogłoszonego przez Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej "Monitor Polski" przeciętnego miesięcznego wynagrodzenia w sektorze przedsiębiorstw, włącznie z wypłatami z zysku, w czwartym kwartale danego roku kalendarzowego w stosunku do przeciętnego miesięcznego wynagrodzenia w sektorze przedsiębiorstw, włącznie z wypłatami z zysku, w czwartym kwartale roku wcześniejszego [w %].

6.  6
 Wskaźniki dotyczące wytwarzania ciepła oznaczone symbolami upco2w, uww oraz zpco2w, o których mowa w ust. 5, są obliczane i publikowane łącznie dla źródeł ciepła opalanych paliwami węglowymi, opalanych paliwami gazowymi, opalanych olejem opałowym, stanowiących instalacje odnawialnego źródła energii oraz dla źródeł ciepła opalanych innymi paliwami.
7.  7
 Przedsiębiorstwo energetyczne może wystąpić z wnioskiem o zatwierdzenie taryfy dla usług przesyłania i dystrybucji świadczonych w ramach danej sieci ciepłowniczej, w którym uzasadniony planowany przychód przedsiębiorstwa energetycznego będący podstawą kalkulacji stawek opłat za usługi przesyłania i dystrybucji ciepła obliczono zgodnie z ust. 4, lub z wnioskiem o zatwierdzenie taryfy dla ciepła z danego źródła ciepła, w odniesieniu do którego nie stosuje się sposobu kalkulacji cen przewidzianego w § 13 ust. 1, w którym uzasadniony planowany przychód przedsiębiorstwa energetycznego stanowiący podstawę kalkulacji cen ciepła, mocy zamówionej i określonego nośnika ciepła dla danego źródła ciepła obliczono zgodnie z ust. 5, o ile ta sieć ciepłownicza lub to źródło ciepła wchodzą w skład systemu ciepłowniczego, który spełnia łącznie następujące warunki:
1)
jest efektywny energetycznie w rozumieniu art. 7b ust. 4 ustawy;
2)
wskaźnik nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej określony dla tego systemu ciepłowniczego zgodnie z metodyką wyznaczania wskaźników nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej zawartą w przepisach wydanych na podstawie art. 29 ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej jest niższy od 0,65.
8.  8
 Przedsiębiorstwo energetyczne może także wystąpić z wnioskiem o zatwierdzenie taryfy, w której ceny i stawki opłat dla pierwszego roku jej stosowania zostaną skalkulowane na bazie uzasadnionego planowanego przychodu określonego zgodnie z ust. 1-3. W takim przypadku przepisów ust. 4 i 5 albo § 45b ust. 1 nie stosuje się.
§  12. 
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].
§  13. 
1.  9
 Dla jednostek kogeneracji, z wyłączeniem jednostek kogeneracji, w których stosuje się paliwa inne niż wyszczególnione w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy, przedsiębiorstwo energetyczne stosuje uproszczony sposób kalkulacji cen i stawek opłat w taryfie dla ciepła na podstawie uzasadnionych planowanych przychodów ze sprzedaży ciepła z tych jednostek, obliczanych według wzoru:

Pc = Qs x Cc

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

Qs - planowaną wielkość ciepła wprowadzonego do sieci ciepłowniczej lub sprzedanego bezpośrednio odbiorcom dla roku stosowania taryfy dla danej jednostki kogeneracji [w GJ],

Cc - 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.  10
 Cenę referencyjną, oznaczoną symbolem "Cr", oblicza się według wzoru:

Cr = CCSn x XC

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Cr - cenę referencyjną obliczaną dla jednostki kogeneracji, o której mowa w ust. 1, w zależności od rodzaju zużywanego w niej paliwa, o którym mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy [w zł/GJ],

CCSn - 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],

XC - 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.  11
 W przypadku jednostki kogeneracji, 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 jednostkach kogeneracji.
4.  12
 Wskaźnik referencyjny, oznaczony symbolem "XC", o którym mowa w art. 47 ust. 2f ustawy, ustala się według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

CCSn - 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 - zmianę kosztów obciążających jednostkę produkowanego ciepła w jednostkach kogeneracji wynikającą z istotnej zmiany warunków wykonywania działalności gospodarczej przez przedsiębiorstwa energetyczne w takim zakresie, w jakim koszty związane z prowadzeniem działalności gospodarczej będą obciążać produkcję ciepła w okresie obowiązywania wskaźnika referencyjnego, a nie obciążały jej w okresie poprzedzającym okres ustalania tego wskaźnika, obliczaną dla poszczególnych rodzajów paliw, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy [w zł/GJ].

4a.  13
 W przypadku jednostek kogeneracji, o których mowa w ust. 1, w których do wytwarzania ciepła jest zużywanych jednocześnie kilka rodzajów paliw, przy obliczaniu wskaźnika referencyjnego ustala się średnią ze wskaźników referencyjnych ważoną planowanym udziałem energii chemicznej poszczególnych rodzajów paliw zużywanych do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w tych jednostkach.
5.  14
 Wskaźnik referencyjny, o którym mowa w ust. 4, można zwiększyć w zależności od wielkości możliwej produkcji ciepła i dla jednostek kogeneracji, w których ciepło jest wytwarzane w jednostkach kogeneracji o sumie mocy zainstalowanej cieplnej:
1)
powyżej 100 do 200 MW - maksymalnie o 1%;
2)
powyżej 50 MW do 100 MW - maksymalnie o 1,5%;
3)
powyżej 10 MW do 50 MW - maksymalnie o 2%;
4)
powyżej 5 MW do 10 MW - maksymalnie o 3%;
5)
powyżej 1 MW do 5 MW - maksymalnie o 5%;
6)
do 1 MW - maksymalnie o 7%.
6.  15
 Wskaźnik zmiany przychodów ze sprzedaży ciepła dla jednostek kogeneracji [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 jednostek kogeneracji nie może być wyższy, uwzględniając wielkość przychodów ze sprzedaży ciepła obliczanych dla tych jednostek kogeneracji na podstawie dotychczas stosowanych cen i stawek opłat wynikających z obowiązującej taryfy oraz planowanych, na dany rok stosowania taryfy, wielkości sprzedaży ciepła, mocy zamówionej oraz nośnika ciepła w kalkulacji cen i stawek opłat dla tych jednostek kogeneracji, niż określony wzorem:

1)

dla przedsiębiorstw, których jednoskładnikowa cena ciepła (Cn-1) [w zł/GJ] obliczona na podstawie taryfy obowiązującej w dniu poprzedzającym dzień złożenia wniosku taryfowego i planowanej wielkości sprzedaży ciepła, mocy zamówionej oraz nośnika ciepła na pierwszy rok stosowania taryfy spełniała warunek:

2)

dla przedsiębiorstw, których jednoskładnikowa cena ciepła (Cn-1) [w zł/GJ] obliczona na podstawie taryfy obowiązującej w dniu poprzedzającym dzień złożenia wniosku taryfowego i planowanej wielkości sprzedaży ciepła, mocy zamówionej oraz nośnika ciepła na pierwszy rok stosowania taryfy spełniała warunek:

3)

dla przedsiębiorstw, których jednoskładnikowa cena ciepła (Cn-1) [w zł/GJ] obliczona na podstawie taryfy obowiązującej w dniu poprzedzającym dzień złożenia wniosku taryfowego i planowanej wielkości sprzedaży ciepła, mocy zamówionej oraz nośnika ciepła na pierwszy rok stosowania taryfy spełniała warunek:

- gdzie poszczególne symbole oznaczają:

CcSn - 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],

CCSn-1 - 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 "CCSn" [w zł/GJ],

Xc - 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 i z uwzględnieniem ust. 4a.

7.  16
 (uchylony).
8. 
Przepisów ust. 6 nie stosuje się do jednostek kogeneracji oddanych do użytku po dniu 3 listopada 2010 r.
9.  17
 W przypadku jednostek kogeneracji, o których mowa w ust. 1, w których do wytwarzania ciepła zużywanych jest jednocześnie kilka rodzajów paliw, średnie ceny sprzedaży ciepła, oznaczone symbolami, "CCSn" oraz "CCSn-1" 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.  18
 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:

Pc = Pec – (Es x Ce) – PMZ

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

Pec - 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],

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

Ce - 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 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.

§  15. 
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.
§  16. 
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. 
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 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.  19
 Ceny za zamówioną moc cieplną i ceny ciepła oblicza się według wzorów:

Cjm = A x Pc : N

Cjc = (1 – A) x Pc : Q

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

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

Pc - 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 - planowaną wielkość ciepła, oznaczoną symbolem "Qs", 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 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.
§  21. 
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:

CjźN = 1/12 (A1 x Pź : N)

CjźQ = (1 - A1) x Pź : Q

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

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

Pź - 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],

A1 - 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:

Cjrl = 1/12 (A2 x P1 : Nol) lub Cjrl = 1/12 (A2 x P1 : Pol)

Cjsl = 1/7 [(1 – A2) x P1 : Nol] lub Cjsl = 1/7 [(1 – A2) x P1 : Pol]

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

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

P1 - planowany roczny przychód dla danego rodzaju lokalnego źródła ciepła [w zł],

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

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

A2 - 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.
§  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 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:

ksp=B x [Kps : Ns]

kzp = (1 – B) [Kps x Ngp : Ns] : Qgp

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

ksw = B x [Kps : Ns + Kpw : Ngw]

kzw = (1 – B) [Kps x Ngw : Ns + Kpw] : Qgw

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

kswg = B x [Kps : Ns + Kpwg : (Ngwg + Ngiz)]

kzwg = (1 – B) [Kps x Ngwg.: Ns + Kpwg x Ngwg : (Ngwg + Ngiz) : Qgwg

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

ksiz = B x [Kps : Ns + Kpwg : (Ngwg + Ngiz) + Kpiz : Ngiz]

kziz= (1 – B) [Kps x Ngiz : Ns + Kpwg x Ngiz : (Ngwg + Ngiz) + Kpiz]: Qgiz

- gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

kzp - 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,

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

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

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

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

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

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

Kpw - planowane roczne koszty za usługi przesyłowe w zakresie eksploatacji węzłów cieplnych obsługujących jeden obiekt, o których mowa w ust. 1 pkt 2 [w zł],

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

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

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

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

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

Ngwg - sumę zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 3 lub 4 [w MW],

Ngiz - sumę zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 3 lub 4 [w MW],

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

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

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

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

Qgiz - 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. 
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.
§  24. 
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:

Cs = (Nzo x Ctn + Qso x Ctc).: Qso

Osp = (Nzo x Otsp + Qso x Otzp).: Qso

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

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

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

Ctn - 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],

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

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

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

Otzp - 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:

kp = Kp : Lp

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

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

Kp - nakłady inwestycyjne, o których mowa w § 7 ust. 7, dla danego rodzaju przyłączy [w zł],

Lp - 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.
§  26. 
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.  20
 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 uwzględnić:
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)
nowe źródła ciepła stanowiące instalacje odnawialnego źródła energii, źródła ciepła wytworzonego w kogeneracji oraz źródła ciepła odpadowego;
3)
oszczędności uzyskane w wyniku obniżenia kosztów działalności przedsiębiorstwa energetycznego wynikające z poprawy efektywności jego funkcjonowania;
4)
oszczędności wynikające z wielkości emisji dwutlenku węgla, której udało się uniknąć lub którą udało się zredukować w roku kalendarzowym poprzedzającym pierwszy rok stosowania taryfy w wyniku przeprowadzonych inwestycji w nowe lub znacząco zmodernizowane jednostki wytwórcze, sieci ciepłownicze lub infrastrukturę po stronie odbiorców końcowych, powiększając stopę zwrotu z kapitału o 1 punkt procentowy za każde 25% redukcji w przeliczeniu na jednostkę ciepła dostarczonego do odbiorców;
5)
poziom cen ciepła z alternatywnych źródeł ciepła, które mogłyby być - w sposób ekonomicznie i technicznie uzasadniony - wykorzystane w celu pokrycia zapotrzebowania na to ciepło, z uwzględnieniem możliwych do uniknięcia kosztów emisji dwutlenku węgla.
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.
§  27. 
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:

Csn = Csb x [1 + (RPI – Xr) : 100]

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Csn - nową cenę lub stawkę opłaty,

Csb - 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 %],

Xr - 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 %].

§  28. 
1.  21
 W przypadku istotnej zmiany warunków lub zakresu 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 przesyłania i dystrybucji ciepła, może nastąpić zmiana taryfy wprowadzonej do stosowania. Zmiana ta następuje w trybie określonym w art. 47 ustawy lub przez zawarcie umów z odbiorcami, po dokonaniu analizy i oceny skutków ekonomicznych tej zmiany.
1a.  22
 Zmiana wprowadzonej do stosowania taryfy dla ciepła, dla której ceny i stawki opłat ustala się na podstawie § 11 i § 12, może nastąpić w przypadku istotnej zmiany cen zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla lub zmiany cen paliw, przy czym analizy i oceny skutków ekonomicznych tych zmian dokonuje się wyłącznie w zakresie zmiany cen zakupu uprawnień do emisji lub zmiany cen paliw. Zmiana następuje w trybie określonym w art. 47 ustawy.
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.  23
 Przedsiębiorstwo energetyczne w odniesieniu do jednostek kogeneracji, do których jest stosowany uproszczony sposób kalkulacji cen i stawek opłat w taryfie dla ciepła, o którym 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 zostaną ogłoszone średnie ceny sprzedaży ciepła, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy, lub zostanie zmieniony wskaźnik referencyjny, o którym mowa w art. 47 ust. 2f ustawy, dotyczący paliwa stosowanego w jednostce kogeneracji, lub nastąpi zmiana posiadanej koncesji wynikająca z istotnej zmiany zakresu wykonywania działalności objętej koncesją, w szczególności zmiany wykorzystywanego paliwa.
4.  24
 Przedsiębiorstwo energetyczne może wystąpić o zmianę taryfy przed upływem okresu jej stosowania, jeżeli w jego trakcie zostaną ogłoszone wskaźniki, o których mowa w § 11 ust. 4 i 5, lub jeżeli nastąpi spełnienie warunków, o których mowa w § 11 ust. 7 pkt 1 i 2.
§  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.
2 § 11 ust. 1 pkt 5 dodany przez § 1 pkt 1 rozporządzenia z dnia 14 marca 2022 r. (Dz.U.2022.597) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 30 marca 2022 r.
3 § 11 ust. 3 zmieniony przez § 1 pkt 1 lit. a rozporządzenia z dnia 23 grudnia 2021 r. (Dz.U.2022.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 25 stycznia 2022 r.
4 § 11 ust. 4 dodany przez § 1 pkt 1 lit. b rozporządzenia z dnia 23 grudnia 2021 r. (Dz.U.2022.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 25 stycznia 2022 r.
5 § 11 ust. 5 dodany przez § 1 pkt 1 lit. b rozporządzenia z dnia 23 grudnia 2021 r. (Dz.U.2022.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2028 r.
6 § 11 ust. 6 dodany przez § 1 pkt 1 lit. b rozporządzenia z dnia 23 grudnia 2021 r. (Dz.U.2022.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2028 r.
7 § 11 ust. 7 dodany przez § 1 pkt 1 lit. b rozporządzenia z dnia 23 grudnia 2021 r. (Dz.U.2022.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2028 r.
8 § 11 ust. 8 dodany przez § 1 pkt 1 lit. b rozporządzenia z dnia 23 grudnia 2021 r. (Dz.U.2022.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 25 stycznia 2022 r.
9 § 13 ust. 1 zmieniony przez § 1 pkt 2 lit. a rozporządzenia z dnia 14 marca 2022 r. (Dz.U.2022.597) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 30 marca 2022 r.
10 § 13 ust. 2 zmieniony przez § 1 pkt 1 lit. a rozporządzenia z dnia 23 listopada 2022 r. (Dz.U.2022.2437) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 26 listopada 2022 r.
11 § 13 ust. 3 zmieniony przez § 1 pkt 1 lit. b rozporządzenia z dnia 23 listopada 2022 r. (Dz.U.2022.2437) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 26 listopada 2022 r.
12 § 13 ust. 4 zmieniony przez § 1 pkt 2 lit. b rozporządzenia z dnia 14 marca 2022 r. (Dz.U.2022.597) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 30 marca 2022 r.
13 § 13 ust. 4a dodany przez § 1 pkt 1 lit. c rozporządzenia z dnia 23 listopada 2022 r. (Dz.U.2022.2437) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 26 listopada 2022 r.
14 § 13 ust. 5 zmieniony przez § 1 pkt 1 lit. d rozporządzenia z dnia 23 listopada 2022 r. (Dz.U.2022.2437) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 26 listopada 2022 r.
15 § 13 ust. 6:

- zmieniony przez § 1 pkt 2 lit. a rozporządzenia z dnia 23 grudnia 2021 r. (Dz.U.2022.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 25 stycznia 2022 r.

- zmieniony przez § 1 pkt 1 lit. d rozporządzenia z dnia 23 listopada 2022 r. (Dz.U.2022.2437) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 26 listopada 2022 r.

16 § 13 ust. 7 uchylony przez § 1 pkt 1 lit. e rozporządzenia z dnia 23 listopada 2022 r. (Dz.U.2022.2437) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 26 listopada 2022 r.
17 § 13 ust. 9 zmieniony przez § 1 pkt 1 lit. f rozporządzenia z dnia 23 listopada 2022 r. (Dz.U.2022.2437) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 26 listopada 2022 r.
18 § 14 zmieniony przez § 1 pkt 3 rozporządzenia z dnia 23 grudnia 2021 r. (Dz.U.2022.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 25 stycznia 2022 r.
19 § 19 zmieniony przez § 1 pkt 1 rozporządzenia z dnia 22 stycznia 2021 r. (Dz.U.2021.158) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 9 lutego 2021 r.
20 § 26 ust. 2 zmieniony przez § 1 pkt 4 rozporządzenia z dnia 23 grudnia 2021 r. (Dz.U.2022.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 25 stycznia 2022 r.
21 § 28 ust. 1 zmieniony przez § 1 pkt 2 rozporządzenia z dnia 22 stycznia 2021 r. (Dz.U.2021.158) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 9 lutego 2021 r.
22 § 28 ust. 1a:

- dodany przez § 1 pkt 1 rozporządzenia z dnia 24 kwietnia 2021 r. (Dz.U.2021.788) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 29 kwietnia 2021 r.

- zmieniony przez § 1 pkt 2 rozporządzenia z dnia 23 listopada 2022 r. (Dz.U.2022.2437) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 26 listopada 2022 r.

23 § 28 ust. 3 zmieniony przez § 1 pkt 3 rozporządzenia z dnia 14 marca 2022 r. (Dz.U.2022.597) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 30 marca 2022 r.
24 § 28 ust. 4 dodany przez § 1 pkt 5 rozporządzenia z dnia 23 grudnia 2021 r. (Dz.U.2022.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 25 stycznia 2022 r.