Source: https://www.infor.pl/akt-prawny/DZU.2010.194.0001291,rozporzadzenie-ministra-gospodarki-w-sprawie-szczegolowych-zasad-ksztaltowania-i-kalkulacji-taryf-oraz-rozliczen-z-tytulu-zaopatrzenia-w-cieplo.html
Timestamp: 2019-11-18 14:15:30+00:00

Document:
ROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI z dnia 17 września 2010 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło - Tekst pierwotny - Baza aktów prawnych - INFOR.pl - portal księgowych
w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło
Na podstawie art. 46 ust. 5 i 6 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625, z późn. zm.2)) zarządza się, co następuje:
1) przedsiębiorstwo ciepłownicze – przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem ciepła w eksploatowanych przez to przedsiębiorstwo źródłach ciepła, przesyłaniem i dystrybucją oraz sprzedażą ciepła wytworzonego w tych źródłach lub zakupionego od innego przedsiębiorstwa energetycznego;
5) źródło ciepła – połączone ze sobą urządzenia lub instalacje służące do wytwarzania ciepła;
6) lokalne źródło ciepła – zlokalizowane w obiekcie źródło ciepła bezpośrednio zasilające instalacje odbiorcze wyłącznie w tym obiekcie;
8) przyłącze – odcinek sieci ciepłowniczej doprowadzający ciepło wyłącznie do jednego węzła cieplnego albo odcinek zewnętrznych instalacji odbiorczych za grupowym węzłem cieplnym lub źródłem ciepła, łączący te instalacje z instalacjami odbiorczymi w obiektach;
11) instalacja odbiorcza – połączone ze sobą urządzenia lub instalacje, służące do transportowania ciepła lub ciepłej wody z węzłów cieplnych lub źródeł ciepła do odbiorników ciepła lub punktów poboru ciepłej wody w obiekcie;
12) zewnętrzna instalacja odbiorcza – odcinki instalacji odbiorczych łączące grupowy węzeł cieplny lub źródło ciepła z instalacjami odbiorczymi w obiektach, w tym w obiektach, w których zainstalowany jest grupowy węzeł cieplny lub źródło ciepła;
14) układ pomiarowo-rozliczeniowy – dopuszczony do stosowania, zgodnie z odrębnymi przepisami, zespół urządzeń służących do pomiaru ilości i parametrów nośnika ciepła, których wskazania stanowią podstawę do obliczenia należności z tytułu dostarczania ciepła;
15) grupa taryfowa – grupę odbiorców korzystających z usług związanych z zaopatrzeniem w ciepło, z którymi rozliczenia są prowadzone na podstawie tych samych cen i stawek opłat oraz warunków ich stosowania;
16) handlowa obsługa odbiorców – czynności związane z:
a) kontrolą układów pomiarowo-rozliczeniowych i odczytywaniem ich wskazań, stanowiących podstawę do obliczenia należności z tytułu dostarczania ciepła lub ustalenia udziału odbiorcy w kosztach ciepła dostarczonego do grupowego węzła cieplnego,
17) moc cieplna – ilość ciepła wytworzonego lub dostarczonego do podgrzania określonego nośnika ciepła albo ilość ciepła odebranego z tego nośnika w jednostce czasu;
18) zamówiona moc cieplna – ustaloną przez odbiorcę lub podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci ciepłowniczej największą moc cieplną, jaka w danym obiekcie wystąpi w warunkach obliczeniowych, która zgodnie z określonymi w odrębnych przepisach warunkami technicznymi oraz wymaganiami technologicznymi dla tego obiektu jest niezbędna do zapewnienia:
19) przyłączeniowa moc cieplna – moc cieplną ustaloną przez przedsiębiorstwo energetyczne dla danej sieci ciepłowniczej na podstawie zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców przyłączonych do tej sieci, po uwzględnieniu strat mocy cieplnej podczas przesyłania ciepła tą siecią oraz niejednoczesności występowania szczytowego poboru mocy cieplnej u odbiorców;
20) obliczeniowe natężenie przepływu nośnika ciepła – największe natężenie przepływu nośnika ciepła, odpowiadające w przypadku:
a) sieci ciepłowniczej – przyłączeniowej mocy cieplnej i parametrom nośnika ciepła dostarczanego ze źródła ciepła do tej sieci, określonym w tabeli regulacyjnej dla warunków obliczeniowych,
c) obiektu zasilanego z grupowego węzła cieplnego za pośrednictwem eksploatowanej przez przedsiębiorstwo energetyczne zewnętrznej instalacji odbiorczej – zamówionej mocy cieplnej na potrzeby ogrzewania tego obiektu oraz parametrom wody dostarczanej z grupowego węzła cieplnego do instalacji centralnego ogrzewania, określonym dla warunków obliczeniowych na podstawie danych projektowych dla tej instalacji;
21) tabela regulacyjna – przedstawioną w postaci tabeli lub na wykresie zależność temperatury nośnika ciepła od warunków atmosferycznych;
22) warunki obliczeniowe:
23) sezon grzewczy – okres, w którym warunki atmosferyczne powodują konieczność ciągłego dostarczania ciepła w celu ogrzewania obiektów.
1) pokrycie kosztów uzasadnionych w zakresie określonym w art. 45 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne, zwanej dalej „ustawą”, oraz kosztów ponoszonych odpowiednio w zakresie określonym w przepisach wydanych na podstawie art. 9a ust. 9 ustawy;
Przedsiębiorstwo energetyczne kształtuje taryfę odpowiednio do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej związanej z zaopatrzeniem w ciepło, rodzaju odbiorców i charakteru ich zapotrzebowania na ciepło.
1) ceny za zamówioną moc cieplną – wyrażone w złotych za MW;
2) ceny ciepła – wyrażone w złotych za GJ;
3) ceny nośnika ciepła – wody dostarczonej do napełniania sieci ciepłowniczych i instalacji odbiorczych oraz do uzupełnienia ubytków wody poza źródłem ciepła lub niezwróconych skroplin – wyrażone odpowiednio w złotych za metr sześcienny lub za tonę.
3) ceny nośnika ciepła – wody dostarczonej do napełniania i uzupełniania jej ubytków w instalacjach odbiorczych lub niezwróconych skroplin – wyrażone odpowiednio w złotych za metr sześcienny lub za tonę;
4) stawki opłat stałych za usługi przesyłowe – wyrażone w złotych za MW zamówionej mocy cieplnej;
5) stawki opłat zmiennych za usługi przesyłowe – wyrażone w złotych za GJ.
1) stawki opłat stałych za usługi przesyłowe – wyrażone w złotych za MW zamówionej mocy cieplnej;
2) stawki opłat zmiennych za usługi przesyłowe – wyrażone w złotych za GJ.
5. Taryfa przedsiębiorstwa obrotu ciepłem zawiera stawki opłat za obsługę odbiorców, wyrażone w złotych za MW zamówionej mocy cieplnej, oraz określa warunki stosowania cen i stawek opłat ustalonych w taryfach innych przedsiębiorstw energetycznych.
6. 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.
7. W przypadku wytwarzania ciepła w lokalnym źródle ciepła wyposażonym w układ pomiarowo-rozliczeniowy lub źródle ciepła, w którym zainstalowana moc cieplna nie przekracza 5 MW, bezpośrednio zasilającym zewnętrzne instalacje odbiorcze, taryfa zawiera stawki opłaty:
1) miesięcznej za zamówioną moc cieplną – wyrażone w złotych za MW;
2) za ciepło – wyrażone w złotych za GJ.
8. Taryfa przedsiębiorstwa zajmującego się przesyłaniem lub dystrybucją ciepła zawiera stawki opłat za przyłączenie do sieci, kalkulowane w odniesieniu do jednostki długości przyłącza na podstawie jednej czwartej średniorocznych nakładów inwestycyjnych na budowę przyłączy, określonych w planie rozwoju, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy.
1. Podział odbiorców na grupy taryfowe jest dokonywany w zależności od poziomu kosztów uzasadnionych ponoszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne w związku z dostarczaniem ciepła do tych odbiorców według następujących kryteriów:
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.
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.
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];
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].
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:
Pc = Qs x Cc
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 danego źródła ciepła [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. Cenę referencyjną, oznaczoną symbolem „Cr”, oblicza się według wzoru:
Cr = CCSn x XC
Cr – 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],
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, 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 „XC", o którym mowa w art. 47 ust. 2f ustawy, ustala się w oparciu o następującą formułę:
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.,
– 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 %],
– jeżeli taryfa jest zatwierdzana w okresie od dnia 1 kwietnia 2013 r. do dnia 31 marca 2014 r. [w %],
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 %],
CCSn – 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],
CCSn-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 „CCSn" [w zł/GJ],
KiCO2 – 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 „KiCO2", o którym mowa w ust. 5, oblicza się według wzoru:
Ei – średnioroczną wielkość emisji dwutlenku węgla przez jednostkę kogeneracji w latach 2009–2010 w związku z wytwarzaniem ciepła [w Mg CO2],
ESi – wielkość bezpłatnych uprawnień do emisji dwutlenku węgla przydzielonych jednostce kogeneracji na wytwarzanie ciepła na 2013 r. [w Mg CO2],
RCCO2 – 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 byt 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,
Qr – 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 „CCSn" oraz „CCSn-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.
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:
Pc = Pec – (Es x Ce) – PMC – PMZ
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, dla pierwszego roku stosowania taryfy [w zł/MWh],
PMC – przychody ze sprzedaży praw majątkowych ze świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 ustawy,
PMZ – 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.
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.
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.
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.
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;
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.
Koszty, o których mowa w § 11, 15 i 16, odpowiednio do zakresu wykonywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, obejmują koszty:
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.
Ceny za zamówioną moc cieplną i ceny ciepła oblicza się według wzorów:
Cjm = A x Pc : N
Cjc = (1 – A) x Pc : Q
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 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 „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].
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.
1. W przypadku źródeł ciepła, o których mowa w § 7 ust. 6 i 7, koszty stanowiące podstawę do obliczenia stawek opłat obejmują:
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:
Cjrl = 1/12 (A1 x Pl : Nol) lub Cjrl = 1/12 (A1 x Pl : Pol)
Cjsl = 1/7 [(1 – A1) x PI : Nol] lub Cjsl = 1/7 [(1 – A1) x PI : Pol]
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],
Pl – 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],
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:
CjźN = 1/12 (A2 x Pź : Noź)
CjźQ = (1 – A2) x Pź : Qoź
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],
Noź – planowaną, dla pierwszego roku stosowania taryfy, zamówioną moc cieplną dla obiektów zasilanych z danego rodzaju źródła ciepła [w MW],
Qoź – 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.
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:
ksp = B x [Kps : Ns]
kzp = (1 – B) [Kps x Ngp : Ns] : Qgp
kzw=(1 – B) [Kps x Ngw : Ns + Kpw ]: Qgw
kswg = B x [Kps : Ns +Kpwg : (Ngwg + Ngiz)]
kzwg = (1 – B) [Kps x Ngwg : Ns + Kpwg x Ngwg : (Ngwg + Ngiz)] : Qgwg
ksiz = B x [Kps : Ns + Kpwg : (Ngwg + Ngiz) + Kpiz: Ngiz]
kziz = (1 – B) [Kps x Ngiz: Ns + Kpwg x Ngiz: (Ngwg + Ngiz) + Kpiz] = Qgiz
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 i 4 [w zł],
Ngwg – sumę zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 3 [w MW],
Ngiz – sumę zamówionej mocy cieplnej przez odbiorców zaliczonych do danej grupy taryfowej, o której mowa w ust. 1 pkt 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],
Kpjz – planowane roczne koszty za usługi przesyłowe w zakresie eksploatacji zewnętrznych instalacji odbiorczych, o których mowa w ust. 1 pkt 4 [w zł],
Qgjz – 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.
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.
1. Przedsiębiorstwo energetyczne, na wniosek odbiorcy, określa w zawartej z nim umowie średnią:
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:
Cs = (Nzo x Ctn + Qso x Ctc) : Qso
Osp = (Nzo x Otsp + Qso x Otzp) : Qso
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/MW],
Otzp – stawkę opłaty zmiennej za usługi przesyłowe, określoną w taryfie dla grupy taryfowej, do której jest zaliczony dany odbiorca [w zł/GJ].
1. Koszty jednostkowe, stanowiące podstawę do obliczenia stawki opłaty za przyłączenie, oblicza się według wzoru:
kp – koszty jednostkowe, stanowiące podstawę do obliczenia stawki opłaty za przyłączenie, określone dla danego rodzaju przyłączy [w zł/m],
Kp – jedną czwartą średniorocznych nakładów inwestycyjnych, o których mowa w § 7 ust. 8, 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].
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:
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 dofinansowania 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:
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);
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.
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.
Csn = Csb x [1 + (RPI – Xr) : 100]
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 %].
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.
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.
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.
Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne kupuje ciepło od innego przedsiębiorstwa energetycznego w celu sprzedaży tego ciepła odbiorcom przyłączonym do sieci ciepłowniczej lub korzysta z usług przesyłowych świadczonych przez inne przedsiębiorstwo energetyczne, w rozliczeniach prowadzonych na podstawie zawartych między tymi przedsiębiorstwami umów sprzedaży ciepła i umów o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji ciepła stosuje się odpowiednio opłatę:
1) za zamówioną moc cieplną, stanowiącą iloczyn zamówionej mocy cieplnej i ceny za zamówioną moc cieplną dla określonego nośnika ciepła – opłata ta jest pobierana w 12 ratach miesięcznych;
2) za ciepło, stanowiącą iloczyn ilości ciepła, ustalonej na podstawie odczytu wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego zainstalowanego w miejscu określonym w umowie sprzedaży ciepła, i ceny ciepła dla określonego nośnika ciepła – opłata ta jest pobierana za każdy miesiąc, w którym dostarczono ciepło;
3) za nośnik ciepła, stanowiącą iloczyn ilości tego nośnika, ustalonej na podstawie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego zainstalowanego w miejscu określonym w umowie sprzedaży ciepła albo w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji ciepła, i ceny nośnika ciepła dla danej sieci ciepłowniczej – opłata ta jest pobierana za każdy miesiąc, w którym dostarczono nośnik ciepła;
4) stałą za usługi przesyłowe, stanowiącą iloczyn zamówionej mocy cieplnej i stawki opłaty stałej za usługi przesyłowe dla danej sieci ciepłowniczej – opłata ta jest pobierana w 12 ratach miesięcznych;
5) zmienną za usługi przesyłowe, stanowiącą iloczyn ilości ciepła, ustalonej na podstawie odczytów wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego zainstalowanego w miejscu określonym w umowie sprzedaży ciepła, i stawki opłaty zmiennej za usługi przesyłowe dla danej sieci ciepłowniczej – opłata ta jest pobierana za każdy miesiąc, w którym dostarczono ciepło.
1. Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzi rozliczenia z odbiorcami ciepła, odpowiednio do zakresu świadczonych usług dla poszczególnych grup taryfowych, na podstawie odczytów wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych zainstalowanych na przyłączach do węzłów cieplnych lub w innych miejscach rozgraniczenia eksploatacji urządzeń i instalacji, określonych w umowie sprzedaży ciepła lub w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji albo w umowie kompleksowej, z wyłączeniem lokalnych źródeł ciepła, o których mowa w § 7 ust. 6.
2. Wytwórca ciepła w rozliczeniach prowadzonych z odbiorcami stosuje opłaty obliczane na podstawie ustalonych w taryfie cen za zamówioną moc cieplną, cen ciepła i cen nośnika ciepła, a w przypadku:
1) lokalnych źródeł ciepła, o których mowa w § 7 ust. 6 – opłaty obliczane na podstawie ustalonych w taryfie miesięcznych i sezonowych stawek opłat;
3. Przedsiębiorstwo ciepłownicze w rozliczeniach prowadzonych z odbiorcami ciepła stosuje opłaty obliczane na podstawie ustalonych w taryfie cen za zamówioną moc cieplną, cen ciepła, cen nośnika ciepła oraz stawek opłat stałych i zmiennych za usługi przesyłowe, a w przypadku:
2) źródeł ciepła, o których mowa w § 7 ust. 7 – opłaty obliczane na podstawie ustalonych w taryfie stawek opłat za zamówioną moc cieplną i stawek opłat za ciepło;
3) zakupu ciepła od innego przedsiębiorstwa energetycznego – opłaty obliczane na podstawie cen i stawek opłat ustalonych dla danej sieci ciepłowniczej przez przedsiębiorstwo energetyczne, od którego jest kupowane ciepło sprzedawane odbiorcom.
4. Dystrybutor ciepła, w rozliczeniach prowadzonych z odbiorcami ciepła, stosuje opłaty obliczane na podstawie:
5. Przedsiębiorstwo obrotu ciepłem w rozliczeniach prowadzonych z odbiorcami ciepła stosuje opłaty obliczane na podstawie stawek opłat za obsługę odbiorców, ustalonych w taryfie tego przedsiębiorstwa, oraz opłaty obliczane na podstawie:
Przedsiębiorstwo energetyczne wyodrębnia w fakturze wystawionej odbiorcy ciepła opłaty obliczone na podstawie cen lub stawek opłat ustalonych przez:
Rodzaje opłat pobieranych od odbiorców ciepła oraz podstawy i sposób ich obliczania powinny być określone w umowie sprzedaży ciepła lub w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji albo w umowie kompleksowej, a wysokość tych opłat, jeżeli umowa nie stanowi inaczej, oblicza się w następujący sposób:
2) opłata za ciepło, pobierana za każdy miesiąc, w którym nastąpił pobór ciepła, stanowi iloczyn ilości dostarczonego ciepła, ustalonej na podstawie odczytów wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego zainstalowanego na przyłączu do węzła cieplnego lub do zewnętrznych instalacji odbiorczych albo w innych miejscach rozgraniczenia eksploatacji urządzeń i instalacji, o których mowa w § 31 ust. 1, oraz ceny ciepła dla danej grupy taryfowej lub stawki opłaty za ciepło dla danej grupy taryfowej zasilanej ze źródła ciepła, o którym mowa w § 7 ust. 7;
4) miesięczna rata opłaty stałej za usługi przesyłowe, pobierana w każdym miesiącu, stanowi iloczyn zamówionej mocy cieplnej oraz 1/12 stawki opłaty stałej za usługi przesyłowe dla danej grupy taryfowej;
5) opłata zmienna za usługi przesyłowe, pobierana za każdy miesiąc, w którym nastąpił pobór ciepła, stanowi iloczyn ilości dostarczonego ciepła, ustalonej na podstawie odczytów wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego zainstalowanego na przyłączu do węzła cieplnego lub do zewnętrznych instalacji odbiorczych albo w innych miejscach rozgraniczenia eksploatacji urządzeń i instalacji, o których mowa w § 31 ust. 1, oraz stawki opłaty zmiennej za usługi przesyłowe dla danej grupy taryfowej;
6) miesięczna rata opłaty za obsługę odbiorców, pobierana przez przedsiębiorstwo obrotu ciepłem w każdym miesiącu, stanowi iloczyn zamówionej mocy cieplnej i 1/12 stawki opłaty za obsługę odbiorców dla danej grupy taryfowej.
W przypadku odbiorców zasilanych z lokalnych źródeł ciepła, niewyposażonych w układy pomiarowo-rozliczeniowe, o których mowa w § 7 ust. 6, 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. W przypadku dostarczania ciepła do grupowego węzła cieplnego, obsługującego obiekty więcej niż jednego odbiorcy, zawarte z odbiorcami umowy sprzedaży ciepła, umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji albo umowy kompleksowe powinny określać także rodzaje opłat pobieranych od tych odbiorców oraz podstawy ich obliczania.
– w celu ogrzewania – oblicza się jako iloczyn ilości ciepła, ustalonej na podstawie odczytów wskazań urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych zainstalowanych w przyłączach do instalacji centralnego ogrzewania w obiektach danego odbiorcy, oraz ceny ciepła dla danej grupy taryfowej,
Ocwo = Qwgcw x Cwg x Gcwo : Gscwo
Ocwo – opłatę za ciepło dostarczone w celu podgrzewania wody wodociągowej, obliczoną dla danego odbiorcy [w zł],
Qwgcw – ilość ciepła dostarczonego do grupowego węzła cieplnego w celu podgrzewania wody wodociągowej, określoną na podstawie odczytów wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego zainstalowanego w tym węźle [w GJ],
Cwg – cenę ciepła dla danej grupy taryfowej [w zł/GJ],
Gcwo – sumę odczytów wskazań wodomierzy zainstalowanych na przyłączach do instalacji ciepłej wody w obiektach danego odbiorcy [w m3],
Gscwo – sumę odczytów wskazań wodomierzy zainstalowanych na przyłączach do instalacji ciepłej wody we wszystkich obiektach zasilanych z grupowego węzła cieplnego [w m3],
b) w przypadku gdy zewnętrzne instalacje odbiorcze nie są eksploatowane przez przedsiębiorstwo energetyczne, opłatę za ciepło oblicza się jako sumę iloczynów ilości ciepła dostarczonego do grupowego węzła cieplnego, ustalonej na podstawie odczytów wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego zainstalowanego w węźle cieplnym, oraz ceny ciepła dla danej grupy taryfowej;
a) w przypadku gdy zewnętrzne instalacje odbiorcze są eksploatowane przez przedsiębiorstwo energetyczne jako iloczyn stawki opłaty zmiennej za usługi przesyłania i dystrybucji ciepła dla danej grupy taryfowej oraz łącznej ilości ciepła, ustalonej w sposób określony w pkt 3 lit. a,
b) w przypadku gdy zewnętrzne instalacje odbiorcze nie są eksploatowane przez przedsiębiorstwo energetyczne jako iloczyn stawki opłaty zmiennej za usługi przesyłania i dystrybucji ciepła dla danej grupy taryfowej oraz łącznej ilości ciepła, ustalonej w sposób określony w pkt 3 lit. b;
Ono = Gnwg x Cn x Noo : Nowg
Ono – opłatę za nośnik ciepła, obliczoną dla danego odbiorcy [w zł].
Gnwg– ilość nośnika ciepła dostarczonego do grupowego węzła cieplnego w celu napełniania i uzupełnienia ubytków wody w połączonej z tym węzłem instalacji centralnego ogrzewania [w m3].
Cn – cenę nośnika ciepła dla danej grupy taryfowej [w zł/m3].
Noo – sumę mocy cieplnej instalacji ogrzewania dla obiektów danego odbiorcy [w MW],
Nowg – sumę mocy cieplnej instalacji ogrzewania dla wszystkich obiektów zasilanych z grupowego węzła cieplnego [w MW].
Opo = Opwg x No : Nwg
Opo – opłatę za przyłączenie dla danego odbiorcy,
Opwg – opłatę za przyłączenie grupowego węzła cieplnego do sieci ciepłowniczej,
No – sumę zamówionej mocy cieplnej dla obiektów danego odbiorcy [w MW],
Nwg – sumę zamówionej mocy cieplnej dla wszystkich obiektów obsługiwanych przez grupowy węzeł cieplny [w MW].
2. W przypadku uszkodzenia układu pomiarowo-rozliczeniowego, o którym mowa w ust. 1, ilość ciepła dostarczonego w okresie braku prawidłowego pomiaru, oznaczoną symbolem „Qb”, oblicza się według wzoru:
Qb = [Qow (tw – tb) : (tw – to) + Qcwt] x hb : ho
Qb – ilość ciepła dostarczonego w okresie braku prawidłowego pomiaru [w GJ],
Qow – ilość ciepła zależną od warunków atmosferycznych, dostarczoną na ogrzewanie i wentylację w miesięcznym okresie rozliczeniowym przed uszkodzeniem układu pomiarowo-rozliczeniowego [w GJ],
Qcwt – ilość ciepła niezależną od warunków atmosferycznych, dostarczoną na podgrzewanie wody wodociągowej i na cele technologiczne w miesięcznym okresie rozliczeniowym przed uszkodzeniem układu pomiarowo-rozliczeniowego [w GJ],
tw – normatywną temperaturę ogrzewanych pomieszczeń [w °C],
tb – średnią temperaturę zewnętrzną w okresie braku prawidłowego pomiaru [w °C],
to – średnią temperaturę zewnętrzną w miesięcznym okresie rozliczeniowym przed uszkodzeniem układu pomiarowo-rozliczeniowego [w °C],
hb – liczbę dni w okresie braku prawidłowego pomiaru,
ho – liczbę dni w miesięcznym okresie rozliczeniowym przed uszkodzeniem układu pomiarowo-rozliczeniowego.
1) okresie doby – gdy nośnikiem ciepła jest woda;
2) ciągu godziny – gdy nośnikiem ciepła jest para.
1) jeżeli rozpoczęcie lub zakończenie dostarczania ciepła w celu ogrzewania nastąpiło z opóźnieniem w stosunku do ustalonych standardów jakościowych obsługi odbiorców, bonifikata stanowi 1/30 miesięcznej opłaty za zamówioną moc cieplną dla obiektów, w których nastąpiło opóźnienie – za każdą rozpoczętą dobę opóźnienia;
2) jeżeli planowa przerwa w dostarczaniu ciepła w okresie letnim była dłuższa od ustalonych standardów jakościowych obsługi odbiorców, bonifikata stanowi 1/30 miesięcznej opłaty za zamówioną moc cieplną dla obiektów, w których nastąpiło przedłużenie przerwy w dostarczaniu ciepła – za każdą rozpoczętą dobę przedłużenia tej przerwy.
1. Zamówiona moc cieplna jest ustalana przez odbiorcę co najmniej na okres 12 miesięcy i może być zmieniona wyłącznie w terminie ustalonym w umowie sprzedaży ciepła lub w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji albo w umowie kompleksowej.
Nz = Nsdco (tw - to) : (tw - tsd) + Nsdcw
Nsdco – średni pobór mocy cieplnej na cele grzewcze w danym obiekcie w ciągu doby, podczas której średnia temperatura zewnętrzna wynosiła tsd [w MW],
Qdco – ilość ciepła dostarczonego na cele grzewcze w ciągu doby, dla której obliczany jest średni pobór mocy cieplnej na cele grzewcze w danym obiekcie, określona na podstawie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego [w MWh],
Nsdcw – średni pobór mocy cieplnej na cele podgrzewania wody wodociągowej w danym obiekcie w ciągu doby, podczas której średnia temperatura zewnętrzna wynosiła tsd [w MW],
Qdcw – ilość ciepła dostarczonego na cele podgrzewania wody wodociągowej w ciągu doby, dla której obliczany jest średni pobór mocy cieplnej na cele grzewcze w danym obiekcie, określona na podstawie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego [w MWh],
Nz – obliczoną wielkość zamówionej mocy cieplnej dla danego obiektu [w MW],
tw – normatywną temperaturę ogrzewanych pomieszczeń w danym obiekcie [w K],
to – obliczeniową temperaturę zewnętrzną dla strefy klimatycznej, w której jest zlokalizowany dany obiekt [w K],
tsd – średnią temperaturę zewnętrzną w ciągu doby, dla której obliczono średni pobór mocy cieplnej na cele grzewcze i na cele podgrzewania wody wodociągowej w danym obiekcie Nsdco i Nsdcw [w K].
Go – obliczeniowe natężenie przepływu wody w danym przyłączu do węzła cieplnego [w m3/h].
Nz – zamówioną moc cieplną dla obiektów zasilanych z danego węzła cieplnego [w MW],
cw – średnie ciepło właściwe wody w parametrach pracy węzła w warunkach obliczeniowych [w kJ/kgK],
ρśr – średnią gęstość wody w parametrach pracy węzła w warunkach obliczeniowych [w kg/m3].
Tzo – temperaturę wody w rurociągu zasilającym dany węzeł cieplny, określoną w tabeli regulacyjnej dla danej sieci ciepłowniczej dla warunków obliczeniowych [w K],
dTzo – obniżenie temperatury wody dostarczanej do danego przyłącza wskutek strat ciepła podczas przesyłania [w K],
Tpo– temperaturę wody w rurociągu powrotnym z danego węzła cieplnego, określoną dla warunków obliczeniowych [w K].
2. Obniżenie temperatury wody w przyłączu oznaczone symbolem „dTzo”, o którym mowa w ust. 1, powinno być określone w umowie sprzedaży ciepła lub w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji albo w umowie kompleksowej.
1) na podstawie odczytanego średniego poboru mocy zarejestrowanego przez ciepłomierz w okresie nie krótszym niż 1 godzina;
3) w przypadku braku ciepłomierza – na podstawie średniego w ciągu godziny natężenia przepływu, ciśnienia i temperatury pary dostarczanej ze źródła ciepła do sieci ciepłowniczej lub z sieci ciepłowniczej do węzła cieplnego oraz średniego w ciągu tej godziny natężenia przepływu i temperatury skroplin, zwracanych z sieci ciepłowniczej do źródła ciepła lub z węzła cieplnego do sieci ciepłowniczej.
3. Przy dostarczaniu ciepła, którego nośnikiem jest gorąca woda, wielkość poboru mocy cieplnej oblicza się jako 1/24 różnicy odczytów wskazań ciepłomierza, dokonanych w odstępie 24 godzin, a w przypadku braku ciepłomierza – na podstawie średniego w ciągu doby natężenia przepływu i temperatury wody dostarczanej ze źródła ciepła do sieci ciepłowniczej lub z sieci ciepłowniczej do węzła cieplnego oraz średniego w ciągu tej doby natężenia przepływu i temperatury wody zwracanej z sieci ciepłowniczej do źródła ciepła lub z węzła cieplnego do sieci ciepłowniczej.
4. Ograniczenie lub przekroczenie mocy cieplnej określa się jako różnicę między wielkością poboru mocy cieplnej, obliczoną w sposób określony w ust. 2 lub 3, a mocą cieplną określoną w przypadku, gdy nośnikiem ciepła jest:
1) para wodna – na podstawie umowy zawartej między stronami;
2) gorąca woda – na podstawie obliczeniowego natężenia przepływu i parametrów tego nośnika, określonych w tabeli regulacyjnej, dla tych samych warunków atmosferycznych, w których określono wielkość poboru mocy cieplnej.
a) do 7 % – gdy nośnikiem ciepła jest woda,
b) do 10 % – gdy nośnikiem ciepła jest para;
a) do 10 % – gdy nośnikiem ciepła jest woda,
b) do 17 % – gdy nośnikiem ciepła jest para.
1) jeżeli ograniczenie mocy cieplnej wynosi do 40 %, wysokość bonifikaty oblicza się według wzorów:
Sum = 0,25 (Nt - Nr) x Cn x hp : 365
Suc = 0,4 (Nt - Nr) x 3,6 x 24 x hp x Cc
2) jeżeli ograniczenie mocy cieplnej wynosi powyżej 40 %, wysokość bonifikaty oblicza się według wzorów:
Sum = 0,5 (Nt - Nr) x Cn x hp : 365
Suc = 0,8 (Nt - Nr) x 3,6 x 24 x hp x Cc
Su – łączną bonifikatę za ograniczenia w dostarczaniu ciepła,
Sum – bonifikatę za ograniczenie mocy cieplnej,
Suc – bonifikatę za niedostarczone ciepło,
Nt – moc cieplną określoną na podstawie obliczeniowego natężenia przepływu i parametrów nośnika ciepła określonych w tabeli regulacyjnej [w MW],
Nr – rzeczywistą moc cieplną, określoną na podstawie natężenia przepływu i rzeczywistych parametrów nośnika ciepła [w MW],
24 – mnożnik, oznaczający 24 godziny w ciągu doby [w h],
hp – liczbę dni, w których wystąpiły ograniczenia w dostarczaniu ciepła, spowodowane niedotrzymaniem przez przedsiębiorstwo energetyczne standardów jakościowych obsługi odbiorców,
Cn – cenę za zamówioną moc cieplną dla danej grupy taryfowej [w zł/MW],
Cc – cenę ciepła dla danej grupy taryfowej [w zł/GJ].
2. Niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców, o których mowa w ust. 1, wymaga potwierdzenia protokołem podpisanym przez strony, które zawarty umowę sprzedaży ciepła lub umowę o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji ciepła albo umowę kompleksową.
Bonifikaty za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców, obliczone w sposób określony w § 43 ust. 1 na podstawie odczytów wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego zainstalowanego w grupowym węźle cieplnym, obsługującym obiekty więcej niż jednego odbiorcy, dzieli się między poszczególnych odbiorców proporcjonalnie do ich udziału w obciążeniu grupowego węzła cieplnego według wzoru:
Uo = Uwg x No : Nwg
Uo – bonifikatę dla danego odbiorcy,
Uwg – bonifikatę obliczoną na podstawie odczytów wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego zainstalowanego w grupowym węźle cieplnym.
No – zamówioną moc cieplną dla obiektów danego odbiorcy [w MW],
Nwg – zamówioną moc cieplną dla wszystkich obiektów zasilanych z grupowego węzła cieplnego [w MW].
1. W przypadku gdy ciepło jest pobierane bez zawarcia umowy sprzedaży ciepła lub umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji ciepła albo umowy kompleksowej, przedsiębiorstwo energetyczne obciąża nielegalnie pobierającego ciepło opłatami w wysokości wynikającej z pięciokrotności cen za zamówioną moc cieplną i ciepło oraz stawek opłat stałych i zmiennych za usługi przesyłowe, określonych w taryfie dla grupy taryfowej, której kryteria odpowiadają nielegalnie pobierającemu ciepło, oraz:
1) wielkości nielegalnie pobranej przez niego mocy cieplnej, ustalonej na podstawie wielkości jego obiektów, w których ciepło jest pobierane bez zawarcia umowy, oraz zamówionej mocy cieplnej dla podobnych obiektów;
2. Opłaty, o których mowa w ust. 1, oblicza się dla całego nieobjętego przedawnieniem okresu udowodnionego nielegalnego pobierania ciepła, a w przypadku braku możliwości udowodnienia tego okresu – dla okresu roku.
3. Przedsiębiorstwo energetyczne może obciążyć odbiorcę opłatami w wysokości obliczonej na podstawie dwukrotności cen i stawek opłat, określonych w taryfie dla danej grupy taryfowej, w przypadku gdy odbiorca:
2) uniemożliwił dokonanie wstrzymania dostarczania ciepła na podstawie art. 6 ust. 3a ustawy.
4. W przypadku przekroczenia zamówionej mocy cieplnej przez odbiorcę, bez uzgodnienia z przedsiębiorstwem energetycznym lub niezgodnie z warunkami umowy, przedsiębiorstwo energetyczne na podstawie wielkości mocy wynikającej z tego przekroczenia może obciążyć odbiorcę opłatą za zamówioną moc cieplną oraz opłatą stałą za usługę przesyłową w sposób określony w ust. 3.
5. Opłaty, o których mowa w ust. 3 i 4, oblicza się dla każdego miesiąca, w którym nastąpił pobór ciepła niezgodnie z umową albo odbiorca uniemożliwił wstrzymanie dostarczania ciepła, mimo spełnienia przez przedsiębiorstwo energetyczne warunków określonych w art. 6 ust. 3a ustawy.
Przepisów § 13 ust. 5 nie stosuje się do jednostek kogeneracji oddanych do użytku po dniu wejścia w życie rozporządzenia.
Taryfy przedsiębiorstw energetycznych, obowiązujące przed dniem wejścia w życie rozporządzenia, obowiązują do dnia określonego w decyzjach Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdzających te taryfy.
Do spraw wszczętych i niezakończonych przed dniem wejścia w życie rozporządzenia stosuje się przepisy niniejszego rozporządzenia.
2) Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2006 r. Nr 104, poz. 708, Nr 158, poz. 1123 i Nr 170, poz. 1217, z 2007 r. Nr 21, poz. 124, Nr 52, poz. 343, Nr 115, poz. 790 i Nr 130, poz. 905, z 2008 r. Nr 180, poz. 1112 i Nr 227, poz. 1505, z 2009 r. Nr 3, poz. 11, Nr 69, poz. 586, Nr 165, poz. 1316 i Nr 215, poz. 1664 oraz z 2010 r. Nr 21, poz. 104 i Nr 81, poz. 530.
3) Niniejsze rozporządzenie było poprzedzone rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 9 października 2006 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło (Dz. U. Nr 193, poz. 1423), które na podstawie art. 21 ustawy z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw (Dz. U. Nr 21, poz. 104) traci moc z dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia.

References: art. 46
 art. 45
 art. 9
 art. 16
 art. 44
 art. 23
 art. 23
 art. 47
 art. 23
 art. 47
 art. 23
 art. 23
 art. 23
 art. 23
 art. 46
 art. 49
 art. 9
 art. 9
 art. 9
 art. 16
 art. 16
 art. 18
 art. 47
 art. 6
 art. 6
 art. 21