Up
 
 

3.10 Ekonomiczne efekty regulacji oraz skutki finansowe dla odbiorców ciepła wynikające z weryfikacji wniosków taryfowych w krakowskim Południowo-Wschodnim Oddziale Terenowym

Taryfę, stanowiącą zbiór cen i stawek opłat oraz warunków ich stosowania, przedsiębiorstwo energetyczne wprowadza, jako obowiązującą dla określonych w niej odbiorców, nie wcześniej niż po upływie 14 dni od dnia jej publikacji we właściwym miejscowo wojewódzkim dzienniku urzędowym.

Publikacji podlega zatem końcowy efekt regulacji działalności przedsiębiorstwa energetycznego, zgodnego z ustawą i założeniami polityki energetycznej państwa i równoważącego interes tego przedsiębiorstwa i odbiorców paliw i energii.

Odbiorcom nie jest znany wniosek o zatwierdzenie taryfy dla ciepła i określone w nim przez przedsiębiorstwo koszty oraz ceny i stawki opłat. Wielokrotnie spotykane są roszczenia odbiorców o uczestnictwo w postępowaniu administracyjnym o zatwierdzenie taryfy dla ciepła w charakterze strony. W świetle ukształtowanego orzecznictwa Sądu Antymonopolowego, odbiorca – w ramach prowadzonego przez Prezesa URE postępowania administracyjnego w sprawie zatwierdzenia taryfy – nie posiada statusu strony w rozumieniu art. 28 Kpa. Stosownie do tego przepisu, stroną jest „każdy, czyjego interesu prawnego lub obowiązku dotyczy postępowanie albo kto żąda czynności organu ze względu na swój interes prawny lub obowiązek”. W świetle powyższej regulacji przymiot strony wiąże się z istnieniem uprawnienia lub obowiązku o charakterze prawnym. Natomiast nie wchodzi tutaj w grę posiadanie przez określony podmiot jedynie interesu faktycznego. W rezultacie, odbiorca nie może wnieść odwołania do Sądu Antymonopolowego od decyzji zatwierdzającej taryfę (tak np. postanowienie SA z dnia 25 czerwca 1999 r., sygn. akt XVII Ame 25/99, postanowienie SN z dnia 22 listopada 1999 r., sygn. akt I CKN 879/99).

Należy wskazać, że w tym przypadku, interesy kontrahentów przedsiębiorstwa energetycznego – w szczególności odbiorców (konsumentów) – chronią odpowiednie regulacje ustawy – Prawo energetyczne, które Prezes URE, jako organ do spraw regulacji gospodarki paliwami i energią, ma obowiązek brać pod uwagę przy podejmowaniu decyzji w trybie art. 47 Prawa energetycznego. W szczególności Prezes URE, załatwiając tę kategorię spraw, ma obowiązek zbadania, czy taryfa przedsiębiorstwa energetycznego jest zgodna z obowiązującymi w tej mierze szczegółowymi regulacjami prawnymi, zapewniając wspomnianemu przedsiębiorstwu energetycznemu pokrycie jedynie uzasadnionych kosztów działalności w rozumieniu art. 45 ust. 1 pkt 1 Prawa energetycznego, a zatem nie stawia jego kontrahentów przed koniecznością regulowania zawyżonych cen. To właśnie Prezes URE jest gwarantem prawidłowości i kompletności taryfy, bowiem celem jego działania jest również ochrona praw odbiorców.

Efekt regulacji przedsiębiorstw energetycznych, będący wynikiem analizowania i weryfikowania kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach (art. 23 ust. 2 pkt 2a ustawy – Prawo energetyczne), w wielu przypadkach bardzo znacznie odbiegający od pierwotnych propozycji cen i stawek opłat określonych przez przedsiębiorstwo energetyczne we wniosku o zatwierdzenie taryfy dla ciepła, omówiony zostanie poniżej na przykładzie taryf, pogrupowanych w cztery bloki tematyczne. Analizie poddano zatwierdzone przez Południowo-Wschodni Oddział Terenowy Urzędu Regulacji Energetyki taryfy dla ciepła od chwili przejęcia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki obowiązków w tym zakresie – tj. od dnia 1 stycznia 1999 r. albowiem z tym dniem Minister Finansów zaprzestał ustalania taryf oraz opłat za nielegalny pobór ciepła – zgodnie z rozporządzeniem Rady Ministrów z dnia 18 listopada 1998 r. w sprawie daty zaprzestania przez Ministra Finansów ustalania taryf oraz opłat za nielegalny pobór ciepła (Dz. U. Nr 150, poz. 985).

Zapis § 14 ust. 1 rozporządzenia taryfowego stanowi, że „koszty wspólne dla wszystkich lub kilku grup odbiorców taryfowych oraz koszty wspólne dla wszystkich lub kilku rodzajów prowadzonej przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, w tym koszty modernizacji i rozwoju oraz ochrony środowiska, dzieli się na poszczególne grupy taryfowe i na poszczególne rodzaje prowadzonej działalności gospodarczej, zgodnie z przyjętą w przedsiębiorstwie metodą podziału kosztów”. W praktyce realizacja tych przepisów przysparza przedsiębiorstwom sporo problemów.

Jako przykład może posłużyć przedsiębiorstwo energetyczne, posiadające koncesje na przesyłanie i dystrybucję oraz obrót ciepłem. Oprócz działalności ciepłowniczej zajmuje się ono również gospodarką komunalną. Udział przychodów ze sprzedaży ciepła w przychodach ogółem stanowi 37%. Sprzedaż ciepła wynosiła ok. 73 tys. GJ. Przedstawiona do zatwierdzenia pierwsza taryfa dla ciepła sporządzona była w oparciu o dotychczasowy system ewidencji i rozliczeń kosztów, który nie został jeszcze przez przedsiębiorstwo dostosowany do wymogów ustawy – Prawo energetyczne i przepisów wykonawczych. Przed wejściem w życie ustawy, koszt zakupu ciepła, stanowiąc koszt własny przedsiębiorstwa, był równocześnie składnikiem kalkulacji cen sprzedawanego ciepła. Zakup ciepła, jako koszt przeniesiony, stanowił w nich istotną pozycję zaliczaną do kosztów bezpośrednich.

W analizowanym przypadku przedsiębiorstwo rozliczało koszty ogólnozakładowe na poszczególne rodzaje działalności, proporcjonalnie do technicznego kosztu wytworzenia. W efekcie tego, koszt zakupu ciepła był również obciążony narzutem kosztów pośrednich.

Wejście w życie ustawy – Prawo energetyczne i rozporządzeń wykonawczych nałożyło obowiązek dokonania rozdziału kosztów dotyczących wytwarzania i przesyłania ciepła. Koszt zakupu ciepła pozostając kosztem własnym księgowym, przestał być składową kalkulacji dla przedsiębiorstw prowadzących działalność w zakresie przesyłania i dystrybucji ciepła. Ma to szczególne znaczenie dla wielobranżowych przedsiębiorstw komunalnych, w których przychody ze sprzedaży ciepła stanowią znaczący, lecz nie jedyny składnik ich przychodów ogółem. Wówczas każda zmiana dokonana w metodzie podziału kosztów, która jest korzystna dla odbiorców ciepła, eliminując występujące subsydiowanie skrośne, powoduje wzrost cen pozostałych usług komunalnych. Stąd wszelkie próby zmiany klucza podziału kosztów pośrednich napotykają w tego rodzaju przedsiębiorstwach na silny opór.

W przedstawionym przypadku przedsiębiorstwo przedłożyło do zatwierdzenia taryfę, gdzie wprawdzie koszt zakupu ciepła został pominięty, ale związany z nim narzut kosztów ogólnozakładowych, zgodnie z obowiązującą w firmie metodą podziału kosztów, został włączony do kosztów ciepła, powiększając koszty jednostkowe za usługi przesyłowe. W opisanej sytuacji udział kosztów ogólnozakładowych w całości kosztów dotyczących przesyłu ciepła wynosił 31,1%. W efekcie weryfikacji wniosku taryfowego przedsiębiorstwo dokonało zmiany klucza podziału kosztów wspólnych dla różnych rodzajów działalności, eliminując tym samym subsydiowanie innych rodzajów działalności przez usługi ciepłownicze. Obecnie koszty ogólnozakładowe dzielone są z wyłączeniem kosztów zakupu ciepła. W zatwierdzonej taryfie spowodowało to obniżenie udziału kosztów ogólnych do poziomu 19,5%. Dla odbiorców finalnych oznaczało to spadek opłat za ciepło o 14,5%, co daje kwotę ok. 170 tys. zł w skali roku.

Inne przedsiębiorstwo energetyczne, posiadające koncesje na wytwarzanie, przesyłanie, dystrybucję i obrót ciepłem (o wskaźniku zaangażowania w działalność energetyczną w wysokości 50,75%, przy rocznej sprzedaży ok. 167 tys. GJ), koszty ogólnozakładowe rozliczało proporcjonalnie do poniesionych w roku poprzednim kosztów własnych sprzedaży poszczególnych jednostek organizacyjnych, w tym Zakładu Cieplnego zajmującego się ww. zakresem usług w zakresie zaopatrzenia w ciepło. W wersji pierwotnej koszty ogólnozakładowe zostały naliczone do całkowitego kosztu własnego Zakładu, łącznie z kosztem zakupu ciepła. W wyniku działań regulacyjnych przedsiębiorstwo zmieniło klucz podziału, obowiązujący do momentu złożenia taryfy i dostosowało go do wymogów ustawy – Prawo energetyczne oraz rozporządzenia taryfowego. Do kosztów uzasadnionych zostały zaliczone koszty ogólnozakładowe w części dotyczącej kosztów wytwarzania, przesyłania i dystrybucji ciepła. Pozwoliło to na dopełnienie wymogu § 3 pkt 3 rozporządzenia taryfowego, zgodnie z którym taryfa powinna zapewnić eliminowanie subsydiowania skrośnego. Efektem zmiany klucza podziału kosztów wspólnych dla różnych rodzajów działalności był spadek łącznych kosztów w zakresie działalności ciepłowniczej o 5,2%, co dało w skali roku kwotę ok. 205 tys. zł.

Natomiast przedsiębiorstwo energetyczne, dla którego koncesjonowana działalność gospodarcza w zakresie wytwarzania oraz przesyłania i dystrybucji ciepła stanowi 1,9% w całości przychodów, przy sprzedaży ok. 80 tys. GJ ciepła tj. stanowiącej ok. 50% produkowanego ciepła uwzględniło w taryfie narzut kosztów ogólnych do kosztów bezpośrednich w wysokości 12,7%. Po przeanalizowaniu poszczególnych pozycji tych kosztów okazało się, że są one mocno rozbudowane i w pewnym zakresie dotyczą wyłącznie działalności podstawowej tego przedsiębiorstwa. Po wyeliminowaniu niektórych pozycji (przykładowo kosztów delegacji zagranicznych, wydatków na reklamę, racjonalizację i wynalazczość), narzut kosztów ogólnozakładowych obniżył się do poziomu 8,1%.

Ograniczenie wysokości kosztów ogólnozakładowych przypadających na działalność ciepłowniczą do poziomu uzasadnionego, skutkuje w tego typu firmach niewielkim wzrostem kosztów produkcji podstawowej, co przy dużej skali produkcji jest prawie nieodczuwalne.

Natomiast dla odbiorców ciepła dało to znaczący efekt obniżenia cen i stawek opłat o 4% (ok. 80 tys. zł w skali roku).

Problem zmiany sposobu zaopatrzenia odbiorców ilustruje przykład przedsiębiorstwa energetycznego, posiadającego koncesje na wytwarzanie oraz przesyłanie, dystrybucję i obrót ciepłem, o wskaźniku zaangażowania w działalność energetyczną 96% i sprzedaży ciepła w wysokości ok. 670 tys. GJ. Przedsiębiorstwo to prowadzi działalność gospodarczą w zakresie zaopatrzenia w ciepło na terenie trzech gmin. W jednej z gmin eksploatowano miejskie źródło ciepła o mocy zainstalowanej 58,2 MW dla potrzeb miasta o mocy zamówionej 11,55 MW, a więc z wykorzystaniem zaledwie 20% mocy zainstalowanej. W wyniku prowadzonego postępowania o zatwierdzenie taryfy dla ciepła zainicjowano bardziej zdecydowane działania w kierunku podłączenia odbiorców z przedmiotowej kotłowni do sąsiedniej elektrociepłowni, produkującej ciepło w pełnym skojarzeniu z energią elektryczną, jednocześnie dysponującej odpowiednią mocą cieplną. Opisane działania skutkowały dla odbiorcy obniżeniem jednoczłonowej ceny wytworzenia ciepła z 27,63 do 20,83 zł/GJ, a więc o 24,6%, co przy sprzedaży ciepła w ilości 96 560 GJ spowodowało obniżenie obciążenia odbiorców o kwotę 657 tys. zł.

W innym przedsiębiorstwie energetycznym prowadzącym działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, przesyłania, dystrybucji i obrotu ciepłem o rocznej sprzedaży ok. 167 tys. GJ i wskaźniku zaangażowania w działalność energetyczną w wysokości 50,75% zracjonalizowano istniejący sposób zaopatrzenia w ciepło odbiorców zasilanych z własnych źródeł ciepła. W wyniku prowadzonego postępowania taryfowego zlikwidowano źródło ciepła o mocy cieplnej 1,8 MW, opalane węglem grubym, o zakładanym do taryfy planowanym koszcie wytworzenia ciepła w opłacie jednoczłonowej w wysokości 48,6 zł/GJ. Odbiorcy z omawianej kotłowni zostali podłączeni do źródła ciepła o mocy zainstalowanej 5,8 MW, opalanej miałem węglowym o planowanym koszcie wytworzenia ciepła w opłacie jednoczłonowej w wysokości 39,70 zł/GJ (przed planowanym połączeniem źródeł ciepła). Skutkiem przeprowadzonej zmiany sposobu zaopatrzenia odbiorców w ciepło było podwyższenie średniej sprawności wytwarzania ciepła w omawianych kotłowniach z 55 do 70% oraz obniżenie planowanych kosztów o ok. 210 tys. zł, tj. o ok.17% w odniesieniu do łącznych planowanych kosztów wytworzenia dla tych kotłowni. Uzyskana cena wytworzenia ciepła dla odbiorców zasilanych ze zmodernizowanego układu wyniosła 36,63 zł/GJ.

Zagadnienie racjonalizacji kosztów paliwa, w przypadku zasilania wspólnej sieci ciepłowniczej przez kilka źródeł opalanych różnymi paliwami obrazuje system ciepłowniczy jednego z miast. Jego zaopatrzenie w ciepło realizuje przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesje na wytwarzanie, przesyłanie i dystrybucję ciepła, o wskaźniku zaangażowania w działalność energetyczną w wysokości 98%, sprzedaży ciepła ok. 570 tys. GJ. Zasilanie pochodzi z dwóch źródeł ciepła, jednego o mocy cieplnej 60 MW pochodzącej z przetworzenia paliwa gazowego, drugiego o mocy cieplnej 34,9 MW opalanego paliwem węglowym. Wskutek prowadzonej kontroli nastąpiło ograniczenie kosztów paliw o 25% w wyniku optymalizacji planu produkcji ciepła tj. ograniczenie planowanego zużycia gazu z 17,9 do 14,3 mln m3 i produkcji ciepła w kotłowni gazowej na rzecz kotłowni węglowej, przy jednoczesnym zwiększeniu zużycia węgla. Pozwoliło to na obniżenie kosztów produkcji ciepła o 4,56%. Cena ciepła w opłacie jednoczłonowej uległa obniżeniu z 27,95 do 26,73 zł/GJ.

Na korzyści z analizy planowanych kosztów rozwoju, modernizacji i ochrony środowiska wskazuje przykład przedsiębiorstwa energetycznego, posiadającego koncesje na wytwarzanie, przesyłanie i dystrybucję oraz obrót ciepłem, o wskaźniku zaangażowania w działalność energetyczną w wysokości 95%. Przedsiębiorstwo to prowadziło szeroko zakrojony program inwestycyjny. Program obejmował konwersję węglowych źródeł ciepła o małej mocy cieplnej na gazowe, względnie podłączenie ich do miejskiej sieci ciepłowniczej jak również modernizację systemu ciepłowniczego. W pierwszej taryfie dla ciepła przedsiębiorstwo przyjęło do kalkulacji cen i stawek opłat planowane koszty rozwoju, modernizacji i ochrony środowiska, jako średnioroczne z okresu pięciu lat, co wynikało z obowiązującego wówczas rozporządzenia taryfowego. Plan inwestycyjny przewidywał sukcesywny wzrost nakładów oraz wynikających z nich kosztów. Znalazło to odzwierciedlenie w wysokości średniorocznych planowanych kosztów modernizacji, rozwoju i ochrony środowiska, które dodatkowo zostały naliczone w sposób narastający, tak że następowała ich kumulacja w okresie pięcioletnim. W wyniku prowadzonego postępowania, mającego na celu ochronę odbiorców przed nieuzasadnionym wzrostem cen, przedsiębiorstwo zrezygnowało z ustalenia średniorocznej wielkości planowanych kosztów modernizacji, rozwoju i ochrony środowiska z okresu pięcioletniego, przyjmując jednoroczną wielkość tych kosztów. Spowodowało to obniżenie cen i stawek w omawianej taryfie o 7,4%, co przekłada się na kwotę ok. 9,48 mln zł w skali roku. Podjęte przez Urząd działania były tym bardziej zasadne, że gmina nie posiadała jeszcze wówczas projektu założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, który stanowiłby gwarancję realizacji wieloletniego planu inwestycyjnego tego przedsiębiorstwa.

Działania Prezesa URE w procesie zatwierdzania taryf dla ciepła przynoszą wymierne efekty dla odbiorców, chociaż są dla nich niewidoczne wobec braku uczestnictwa w postępowaniu administracyjnym. Procedura tego postępowania – jak to wyżej wskazano – zmierza do zweryfikowania prawidłowości sporządzonej taryfy i wyeliminowania elementów niezgodnych z prawem, które w konsekwencji wpłynęłyby na wyższe ceny ciepła u finalnego odbiorcy. Warto przypomnieć, że lokalny rynek dostawców ciepła wciąż stanowi monopol naturalny. „Problem z monopolami naturalnymi sprowadza się do tego, że fakt, iż teoretycznie produkują najtaniej, nie oznacza, że w praktyce sprzedają tanio. Nie wymaga dowodu stwierdzenie, że takie firmy – jako nie poddane presji konkurencji – obciążają odbiorców cenami znacząco przewyższającymi ich hipotetyczne koszty, nawet jeżeli nie wykazują wyróżniająco wysokich kosztów. Metodą ograniczenia skutków monopolu w tym zakresie jest m.in. poddanie przedsiębiorstw energetycznych ścisłemu nadzorowi organu regulującego ich funkcjonowanie, zwłaszcza w zakresie cenotwórstwa i sposobu prowadzenia ksiąg rachunkowych.”16) A zatem, kontrola Prezesa URE dokonywana w procesie taryfikacji stanowi zasadnicze narzędzie dla ochrony interesów odbiorców.

Dla realizacji zadań w tym zakresie, Prezes URE podejmuje również współpracę z organami właścicielskimi przedsiębiorstw energetycznych. Liczne wystąpienia do zarządów gmin i wojewodów, zmierzają do zainteresowania tych organów prawidłowością funkcjonowania przedsiębiorstw i objęcie ich nadzorem właścicielskim. Wszystkie tego typu interwencje zmierzają do wpłynięcia na przedsiębiorstwo energetyczne aby jak najrzetelniej przygotowało taryfę.

Przedstawione powyżej narzędzia eliminacji nieprawidłowości sporządzenia taryfy nie stanowią zamkniętego katalogu. Szczegółowa analiza wniosków taryfowych – dokonywana przez pracowników URE pozwoliła na wypracowanie pewnej praktyki w tym zakresie. Na podstawie zdobytych doświadczeń, należy stwierdzić, iż przedsiębiorstwa energetyczne w przedstawianych wnioskach starają się „obchodzić” przepisy Prawa energetycznego. Powtarzające się przypadki – wynikające z doświadczenia OT Kraków z analizy wniosków o zatwierdzenie taryf dla ciepła – dały podstawy do wskazania, iż nieprawidłowymi, weryfikowanymi przez URE, przykładami wadliwych działań, które wpływają na ostateczny kształt taryfy są najczęściej:

  1. ustalanie planowanych kosztów na pierwszy rok stosowania taryfy przy uwzględnieniu straty na działalności koncesjonowanej z lat ubiegłych, co nie może być uznane za koszt uzasadniony,
  2. stosowanie metody degresywnej naliczenia amortyzacji, co nie można uznać za uzasadnione pomimo, iż ustawa o podatku dochodowym od osób prawnych pozwala na stosowanie takich stawek dla celów podatkowych,
  3. umieszczanie w kosztach amortyzacji majątku niewykorzystanego (nie eksploatowanych kotłów), co nie może być uznane za koszt uzasadniony, w szczególności w przypadku przedsiębiorstw, dla których wytwarzanie ciepła jest działalnością uboczną,
  4. błędne stosowanie kluczy podziału kosztów wspólnych przedsiębiorstwa, w przypadkach jw.; nieuwzględnienie w podziale pozostałej działalności przedsiębiorstwa,
  5. błędne pogrupowanie kosztów stałych i zmiennych,
  6. nieprawidłowe kwalifikowanie kosztów na grupy odbiorców, szczególnie w zakresie grup przesyłowych, gdzie koszty węzłów czy instalacji odbiorczych zaliczane są do kosztów sieci, powodując subsydiowanie skrośne między grupami taryfowymi,
  7. zawyżenie kosztów usług obcych poprzez zatrudnianie do ich wykonywania wydzielonych z przedsiębiorstwa spółek, stawki za usługi tych spółek są często obciążane wysoką marżą zysku, rzędu 20-30%,
  8. nieuwzględnianie w taryfach spodziewanych efektów ekonomicznych, które wypływają z prowadzonych inwestycji modernizacyjno-rozwojowych, finansowanych przez odbiorców ciepła,
  9. brak realizacji przez przedsiębiorstwo, uwzględnionych w poprzedniej taryfie dla ciepła, planowanych kosztów modernizacji, rozwoju i ochrony środowiska,
  10. ustalenie marży zysku niezgodnie z przepisami rozporządzenia taryfowego.

Celem zapewnienia prawidłowości sporządzenia taryfy, Prezes URE stosuje cały wachlarz środków i metod eliminujących błędy popełniane przez przedsiębiorstwa energetyczne. Ma to istotny wpływ na końcowy rezultat pracy tj. zatwierdzoną taryfę dla ciepła, która jest potem podstawą naliczania cen i stawek opłat za ciepło i stanowi element umowy sprzedaży ciepła w zakresie postanowień dotyczących ceny. Stąd też skupienie uwagi na weryfikacji źródeł powstawania i wysokości kosztów będących bazą kalkulacji cen i stawek opłat jako zasadnicze zadanie Prezesa URE w procesie zatwierdzania taryfy przynosi – jak to wskazano powyżej – wymierne efekty finansowe z pozytywnym skutkiem dla finalnych odbiorców ciepła.



16)Por. J. Baehr, E. Stawicki, Prawo energetyczne – komentarz, Warszawa, 1999 r., str. 11-12
[ Rozdział 3. Proces taryfowania przedsiębiorstw energetycznych prowadzących działalność gospodarczą w oparciu o majątek restrukturyzowanego górnictwa i hutnictwa w katowickim Południowym Oddziale Terenowym ] [ Spis treści ] [ Rozdział 3. Podsumowanie ]
A A+ A++
Drukuj PDF Powiadom znajomego
Data publikacji : 19.08.2005