1. Wprowadzenie
Bezpośrednie negocjacje między sprzedawcą i nabywcą towarów lub usług występują przy sprzedaży indywidualnej, która odbywa się w warunkach konkurencji rynkowej. Nabywca ma wówczas możliwość wyboru sprzedawcy zarówno pod względem jakości kupowanego towaru (lub usługi), jak też pod względem ceny i warunków zapłaty (np. sprzedaży ratalnej).
Natomiast w przypadku towarów dostarczanych za pośrednictwem sieci (np. nośniki energii, woda itp.), a także usług realizowanych za pośrednictwem sieci (np. telekomunikacja itp.), stosowana jest zasada, że zarówno warunki sprzedaży towarów i usług, jak też stawki opłat lub ceny oraz warunki zapłaty, są ustalane w formie taryf. Niemożliwe jest bowiem ich uzgadnianie z setkami, tysiącami, a nawet milionami nabywców tych towarów i usług. Istotne jest też, że koszty utrzymania infrastruktury sieciowej stanowią głównie koszty stałe, które są niezależne od stopnia wykorzystania sieci (czyli ilości dostarczonych towarów lub świadczonych usług).
Jednocześnie sprzedawcy dostarczający towary lub świadczący usługi za pośrednictwem sieci, mają przewagę nad wieloma rozproszonymi nabywcami i mogą wykorzystywać swoją dominującą pozycję. Dlatego w przypadku usług lub dostaw realizowanych za pomocą sieci mówi się o monopolu naturalnym, którego cechą charakterystyczną jest to, że obie strony są związane nie tylko umową, ale także trwałym (często kapitałochłonnym) przyłączem, a tym samym nie mają swobody wyboru partnera handlowego.
W warunkach gospodarki rynkowej czynnikiem wymuszającym obniżkę kosztów produkcji i usług jest konkurencja. Natomiast w przypadku naturalnego monopolu ”sieciowego”, siły rynkowe nie działają i zazwyczaj są zastępowane przez niezależnego regulatora, działającego w oparciu o obowiązujące przepisy.
W sektorze energetycznym monopol naturalny występuje w elektroenergetyce, gazownictwie i ciepłownictwie, przy czym sieci elektroenergetyczne i gazownicze mają zasięg ogólnokrajowy, a sieci ciepłownicze mają charakter lokalny. Zasady funkcjonowania tego sektora określa ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2003 r. Nr 153, poz. 1504 z późn. zm.), zwana dalej Prawem energetycznym. Ustawa ta określa zadania i obowiązki organów administracji rządowej i samorządu terytorialnego oraz podstawowe zasady funkcjonowania przedsiębiorstw energetycznych w warunkach gospodarki rynkowej. Na mocy tej ustawy powołany został Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE), jako centralny organ administracji rządowej, realizujący zadania z zakresu regulacji gospodarki paliwami i energią oraz promowania konkurencji.
2. Zasady ustalania cen ciepła przed rozpoczęciem ich regulacji przez Prezesa URE
Przed rozpoczęciem przez Prezesa URE regulacji cen i stawek opłat zawartych w taryfach dla ciepła, były one określane na podstawie ustawy o cenach, która upoważniała Ministra Finansów do ustalania cen urzędowych dla poszczególnych grup odbiorców i wprowadzania maksymalnych wskaźników wzrostu cen umownych, a Rada Ministrów była nawet upoważniona do wprowadzania okresowego zakazu podwyższania cen umownych. Ceny urzędowe były wprowadzane w formie taryf ustalanych przez Państwową Komisję Cen, a później przez Ministra Finansów.
W okresie tym brak było właściwych relacji między poziomem cen, a kosztami zaopatrzenia w nośniki energii. Ceny paliw i energii (w tym ciepła) były tak niskie, że nie pokrywały kosztów ich pozyskania i dostarczenia do odbiorców. Szczególna sytuacja występowała w zakresie zaopatrzenia w ciepło, gdzie stosowano ceny urzędowe (dla gospodarstw domowych) i ceny umowne (dla zarządców budynków i innych odbiorców).
Ceny urzędowe były niezależne od poziomu kosztów dostarczania ciepła (wynikających z uwarunkowań lokalnych) i miały charakter „cen socjalnych”, chroniących ludność przed zbyt wysokim poziomem opłat za ciepło. Ze względu na brak pomiarów stosowane były opłaty ryczałtowe (za m2 ogrzewanej powierzchni lub ilość osób korzystających z ciepłej wody).
Natomiast ceny umowne były określane przez sprzedawców w umowach, ale swoboda ich kształtowania była ograniczona przepisami, wydawanymi przez Ministra Finansów lub Radę Ministrów. Ceny te w zasadzie powinny wynikać z kosztów ponoszonych przez sprzedawców ciepła, ale wprowadzane przez rząd różne formy ograniczania swobody ich kształtowania powodowały, że były to ceny regulowane. Ograniczenia wzrostu umownych cen ciepła wprowadzane były do końca 1998 r. przez Ministra Finansów lub Radę Ministrów, przeważnie jako jednolity dla całego kraju wskaźnik maksymalnego wzrostu cen. Ponadto ceny umowne ustalane były jako średnie dla całego przedsiębiorstwa, a więc dotyczyły wszystkich odbiorców na terenie jego działania (województwa lub jego części, bądź miasta).
Taki system regulacji cen ciepła miał podstawową wadę, gdyż wzrost cen ciepła nie był powiązany z wzrostem kosztów dostarczania ciepła, które zależą od warunków lokalnych, głównie od rodzaju i wielkości źródeł ciepła oraz ich stanu technicznego i poziomu eksploatacji, a także rodzaju i odległości transportu paliwa, stanu sieci ciepłowniczych itd. Ponadto wzrost wielu pozycji kosztów jest niezależny od dostawców ciepła (np. podatki, ceny paliw, energii, opłaty ustalane przez gminy itp.). Doprowadziło to do zaniechania szczegółowej ewidencji kosztów i ich analizowania, gdyż ustalanie nowej ceny sprowadzało się do pomnożenia dotychczasowej ceny przez obowiązujący wskaźnik wzrostu ceny ciepła. Dyskryminowane były więc przedsiębiorstwa o niskim poziomie kosztów i cen, a ustalane dla całego kraju średnie wartości wskaźnika wzrostu cen pogłębiały istniejące różnice w poziomie cen ciepła ustalanych przez różne przedsiębiorstwa.
Jednocześnie stosowane były dotacje pokrywające różnice pomiędzy ceną urzędową, ustaloną dla gospodarstw domowych i cenami umownymi, ustalonymi dla zarządców budynków mieszkalnych. Spółdzielnie mieszkaniowe otrzymywały dotacje z budżetu państwa, a dotacje dla zarządców budynków komunalnych wypłacano z budżetów lokalnych (gmin). Nie sprzyjało to oszczędzaniu z uwagi na brak ekonomicznego zainteresowania lokatorów i zarządców budynków w racjonalnym użytkowaniu ciepła. Trzeba podkreślić, że straty cieplne budynków były w tym czasie bardzo wysokie, a stosowane powszechnie opłaty ryczałtowe były niezależne od wielkości poboru ciepła.
Ustawa o cenach nakładała też obowiązek uzgadniania umownych cen ciepła z wszystkimi odbiorcami. Komplikowało to bardzo proces ich wprowadzania do rozliczeń z odbiorcami, tym bardziej, że zachodzące przekształcenia własnościowe (prywatyzacja handlu i usług, tworzenie wspólnot mieszkaniowych itd.) doprowadziły do znacznego wzrostu liczby odbiorców. Konieczność dokonania uzgodnień ze wszystkimi odbiorcami (kilkunastoma tysiącami w dużych aglomeracjach) nie tylko wydłużała proces zmiany cen ciepła, ale nawet uniemożliwiała ich wprowadzenie, gdyż sprzeciw jednego odbiorcy nie pozwalał na ich zastosowanie dla innych odbiorców (z uwagi na przepisy „antymonopolowe”, nakładające obowiązek równoprawnego traktowania odbiorców).
Zapoczątkowany w 1989 r. proces przechodzenia do gospodarki rynkowej ma na celu uzyskanie prawidłowych relacji cen nośników energii (w tym ciepła) w stosunku do innych towarów i usług. Jednocześnie wzrost cen towarów, usług i dóbr konsumpcyjnych musi być skorelowany z tempem wzrostu dochodów ludności, gdyż w przeciwnym razie następuje wzrost napięć społecznych, opóźniających proces restrukturyzacji gospodarki. Wymaga to prowadzenia odpowiedniej polityki socjalnej, aby ochrona najniżej zarabiających lub bezrobotnych nie opóźniała procesów ekonomicznych związanych z regulacją poziomu cen (problemy osłony socjalnej są rozwiązywane przez państwo m.in. w formie dodatków mieszkaniowych).
W 1990 r. nastąpił gwałtowny wzrost cen ciepła, który wywołał silny protest przeciwko dziesięciokrotnej podwyżce opłat za ogrzewanie i ciepłą wodę w budynkach mieszkalnych. Jednakże mimo tak dużego wzrostu cen, opłaty użytkowników lokali nadal pokrywały tylko niewielką część kosztów dostarczania ciepła, które rosły głównie wskutek bardzo wysokiej inflacji i skokowego wzrostu cen paliw. W latach 1990–98 systematycznie rosły ustalane przez Ministra Finansów urzędowe ceny ciepła i ograniczany był udział dotacji. Ze względu na uwarunkowania społeczno-polityczne do 1998 r. obowiązywały też wskaźniki maksymalnego wzrostu umownych cen ciepła, określane na podstawie Prawa energetycznego i ustawy o cenach przez Ministra Finansów w rozporządzeniach „w sprawie ustalenia taryf dla ciepła”.
Natomiast proces ustalania taryf dla ciepła na podstawie Prawa energetycznego rozpoczął się 1 stycznia 1999 r. Zgodnie z tą ustawą taryfy ustalane są przez przedsiębiorstwa energetyczne na podstawie uzasadnionych kosztów, a kompetencje Prezesa URE obejmują m.in. zatwierdzanie taryf dla ciepła, opracowanych przez przedsiębiorstwa posiadające koncesje na prowadzenie działalności gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w ciepło.
3. Zasady regulacji cen ciepła przez Prezesa URE
Prawo energetyczne stanowi, że Prezes URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z przepisami tej ustawy (oraz przepisami wykonawczymi) i założeniami polityki energetycznej państwa, zmierzając do równoważenia interesów tych przedsiębiorstw i odbiorców paliw i energii. Do zakresu kompetencji i obowiązków Prezesa URE m.in. należy:
W ciągu 6 lat prowadzenia działalności regulacyjnej przez Prezesa URE następowały wielokrotne zmiany przepisów określających podstawy prawne prowadzenia tej działalności oraz jej zakres. Obecnie obowiązują przepisy znowelizowanej ustawy Prawo energetyczne oraz rozporządzeń Ministra Gospodarki i Pracy wydanych w 2004 r.
Zgodnie z tymi przepisami taryfa stanowi zbiór cen i stawek opłat oraz warunków ich stosowania, opracowany przez przedsiębiorstwo energetyczne i wprowadzony jako obowiązujący dla określonych w nim odbiorców w trybie określonym ustawą. Zatwierdzeniu przez Prezesa URE podlegają tylko taryfy ustalone przez przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesje. Przedsiębiorstwa te przedkładają taryfę do zatwierdzenia z własnej inicjatywy, lub na żądanie Prezesa URE, który w terminie 30 dni zatwierdza taryfę bądź odmawia zatwierdzenia w przypadku stwierdzenia jej niezgodności z przepisami ustawy i wydanych na jej podstawie rozporządzeń. Prezes Ure ogłasza (na koszt sprzedawcy) zatwierdzone taryfy dla energii elektrycznej i paliw gazowych w Biuletynie URE (w terminie 14 dni od dnia zatwierdzenia), a zatwierdzone taryfy dla ciepła w terminie 7 dni od dnia zatwierdzenia kieruje do ogłoszenia we właściwym miejscowo wojewódzkim dzienniku urzędowym. Przedsiębiorstwo energetyczne wprowadza taryfę do stosowania nie wcześniej niż po upływie 14 dni i nie później niż do 45 dnia od dnia jej opublikowania.
Prawo energetyczne stanowi, że uzyskanie koncesji jest konieczne:
Obecnie koncesje posiada około 850 przedsiębiorstw. Większość z nich posiada własne źródła i sieci ciepłownicze, ale istnieją przedsiębiorstwa zajmujące się wyłącznie wytwarzaniem oraz przedsiębiorstwa zajmujące się wyłącznie przesyłaniem i dystrybucją ciepła. Część koncesjonowanych przedsiębiorstw poza zaopatrzeniem w ciepło prowadzi inne rodzaje działalności gospodarczej (np. produkcja przemysłowa, wytwarzanie energii elektrycznej, usługi komunalne, gospodarka mieszkaniowa itd.).
Prawo energetyczne stanowi, że taryfa powinna zapewniać:
Przedsiębiorstwa energetyczne mają obowiązek ewidencjonowania stałych i zmiennych kosztów oraz przychodów, odrębnie dla wytwarzania oraz przesyłania i dystrybucji ciepła, dla każdego rodzaju nośnika ciepła, a także w odniesieniu do poszczególnych grup odbiorców. W przypadku prowadzenia innych rodzajów działalności przedsiębiorstwa muszą prowadzić odrębną ewidencję dla działalności związanej z dostarczaniem paliw i energii oraz dla pozostałej działalności gospodarczej
Podstawę do ustalania zawartych w taryfie cen i stawek opłat stanowią jednostkowe koszty, obliczane na podstawie uzasadnionych kosztów zaopatrzenia w ciepło, obejmujących planowane koszty eksploatacyjne oraz planowane roczne koszty rozwoju, modernizacji i ochrony środowiska. Prawo energetyczne definiuje koszty uzasadnione jako „koszty niezbędne do wykonania zobowiązań powstałych w związku z prowadzoną przez przedsiębiorstwo energetyczne działalnością w zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania i dystrybucji, obrotu paliwami lub energią oraz przyjmowane przez przedsiębiorstwo energetyczne do kalkulacji cen i stawek opłat ustalanych w taryfie w sposób ekonomicznie uzasadniony, z zachowaniem należytej staranności zmierzającej do ochrony interesów odbiorców; koszty uzasadnione nie są kosztami uzyskania przychodów w rozumieniu przepisów podatkowych”.
W związku z tym koszty eksploatacyjne obejmują także koszty naturalnych ubytków paliw podczas składowania, koszty strat mocy cieplnej oraz strat ciepła i nośnika ciepła podczas przesyłania itp. Natomiast koszty wynikające z inwestycji modernizacyjnych, rozwojowych i z zakresu ochrony środowiska stanowią roczne koszty związane z eksploatacją urządzeń i instalacji, przekazanych do eksploatacji po zakończeniu ich realizacji, zgodnie z obowiązującym dla przedsiębiorstwa planem. Przy ustalaniu cen i stawek opłat dopuszcza się uwzględnienie zysku, którego wysokość wynika z analizy nakładów na przedsięwzięcia inwestycyjne ujęte w obowiązujących dla przedsiębiorstwa planach, przy zapewnieniu ochrony interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen.
Ponieważ koszty wytwarzania ciepła są zróżnicowane w zależności od warunków lokalnych (rodzaju paliwa, technologii wytwarzania ciepła itd.), jednostkowe koszty muszą być ustalane dla poszczególnych źródeł ciepła, a ustalone na ich podstawie ceny dotyczą odbiorców zasilanych z tych źródeł. Natomiast koszty przesyłania i dystrybucji ciepła są zróżnicowane w zależności od warunków lokalnych (rodzaju i parametrów nośnika ciepła, technologii budowy sieci itd.), a także od zakresu świadczonych usług (miejsca dostarczania ciepła itd.). Trzeba wyjaśnić, że ciepło jest dostarczane do węzłów cieplnych za pośrednictwem nośnika ciepła, który po oddaniu ciepła jest zwracany do źródła ciepła, przy czym węzły cieplne mogą być eksploatowane przez odbiorców ciepła lub przez dostawcę ciepła. Ponadto istnieją grupowe węzły cieplne, obsługujące wiele obiektów, a zewnętrzne instalacje odbiorcze łączące te węzły z obiektami również mogą być eksploatowane przez odbiorców ciepła lub przez dostawcę ciepła. W związku z tym jednostkowe koszty przesyłania i dystrybucji ciepła muszą być ustalane dla zasilanych z danego źródła ciepła wydzielonych sieci ciepłowniczych, którymi ciepło jest przesyłane za pośrednictwem nośnika o określonych parametrach, przy czym koszty te są zróżnicowane w zależności od tego czy węzły cieplne i zewnętrzne instalacje odbiorcze są własnością odbiorców ciepła i są przez nich eksploatowane, czy też należą do dostawcy ciepła, który je eksploatuje.
Taryfa określa grupy taryfowe, do których zaliczeni są odbiorcy odpowiednio do poziomu uzasadnionych kosztów dostarczania do nich ciepła. Dla zlokalizowanych w jednej miejscowości źródeł ciepła o mocy zainstalowanej do 5 MW, w których stosowany jest ten sam rodzaj paliwa, możliwe jest zaliczenie do jednej grupy taryfowej wszystkich odbiorców zasilanych z takich źródeł.
Zróżnicowanie cen i stawek opłat w zależności od jednostkowych kosztów wytwarzania ciepła w poszczególnych źródłach oraz dostarczania go do odbiorców pozwala na wyeliminowanie subsydiowania skrośnego, które występowało w okresie, gdy tą samą średnią cenę ciepła stosowano niezależnie od tego, czy było ono wytwarzane w elektrociepłowniach i przesyłane siecią ciepłowniczą do obiektów odbiorców, czy też dostarczane bezpośrednio z kotłowni lokalnych (bez przesyłania), opalanych różnymi paliwami. Średnia cena nie uwzględniała również zróżnicowania kosztów dostarczania ciepła w zależności od tego kto eksploatował i był właścicielem węzłów cieplnych i zewnętrznych instalacji odbiorczych.
Specyfika zaopatrzenia w ciepło polega na tym, że sprzedawane jest nie tylko ciepło, ale także nośnik ciepła, u różnych odbiorców występuje zróżnicowanie wskaźnika wykorzystania zamówionej mocy cieplnej (wyrażonego w GJ/MW), zaopatrzenie w ciepło ma charakter sezonowy, a struktura organizacyjna przedsiębiorstw ciepłowniczych jest bardzo zróżnicowana. W wyniku tego taryfy dla ciepła są dość złożone, gdyż odrębnie są w nich określane ceny związane z wytwarzaniem ciepła i odrębnie stawki opłat za usługi przesyłowe. Obecnie w taryfach ustalane są ceny za zamówioną moc cieplną [zł/MW], ceny ciepła [zł/GJ] i ceny nośnika ciepła [zł/m3 wody lub zł/t pary]. Natomiast w zakresie przesyłania i dystrybucji ciepła ustalane są stałe [zł/MW] i zmienne [zł/GJ] stawki opłat za usługi przesyłowe. W przypadku sieci przewidzianych w uchwalonych przez gminy założeniach do planu zaopatrzenia w energię elektryczną, paliwa gazowe i ciepło, taryfy opłat dla ciepła zawierają również stawki opłat za przyłączenie do sieci.
Aby umożliwić porównywanie cen i stawek opłat dla różnych źródeł i sieci ciepłowniczych, a przede wszystkim określenie skutków, jakie spowoduje ich zmiana dla odbiorców ciepła, wprowadzony został obowiązek obliczania przez przedsiębiorstwa ciepłownicze średniej wskaźnikowej ceny ciepła i średniej wskaźnikowej stawki opłaty za usługi przesyłowe. Średnia wskaźnikowa cena ciepła stanowi iloraz sumy opłat za zamówioną moc cieplną, za ciepło i za nośnik ciepła oraz planowanej wielkości sprzedaży ciepła dla pierwszego roku stosowania taryfy (łącznie odbiorcom przyłączonym do sieci i zasilanym bezpośrednio ze źródeł ciepła). Natomiast średnia wskaźnikowa stawka opłaty za usługi przesyłowe stanowi iloraz sumy stałych i zmiennych opłat za usługi przesyłowe oraz sumy ciepła planowanej do sprzedaży odbiorcom przyłączonym do sieci ciepłowniczych.
Prawo energetyczne określa kompetencje i obowiązki Prezesa URE w zakresie zatwierdzania i kontrolowania taryf dla energii elektrycznej, paliw gazowych i ciepła pod względem ich zgodności z zasadami określonymi w ustawie i wydanych na jej podstawie rozporządzeniach. Należy do nich:
Specyfika zaopatrzenia w ciepło powoduje, że w odróżnieniu od zaopatrzenia w energię elektryczną i gaz ziemny, w skali kraju nie występuje wewnętrzny (ogólnokrajowy) rynek ciepła, a poszczególne źródła i sieci ciepłownicze mają zasięg lokalny. Znaczna liczba i rozproszenie geograficzne koncesjonowanych przedsiębiorstw spowodowały, że ich działalność jest regulowana przez oddziały terenowe URE, których terytorialny zasięg działania przedstawiono na rys. 1.
Kilkuletnie doświadczenie wykazało, że podejmowanie przez dyrektorów oddziałów terenowych (z upoważnienia Prezesa URE) decyzji o charakterze lokalnym, przynosi pozytywne efekty w procesie regulacji. Mniejsze odległości między regulowanymi przedsiębiorstwami i siedzibami oddziałów ułatwiają rozpoznawanie potrzeb odbiorców i dostawców oraz równoważenie ich interesów, a także wpływają na ograniczenie kosztów regulacji.
Oddziały terenowe dokonują analizy i weryfikacji kosztów, określonych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione i dokonują oceny zmiany poziomu średnich wskaźnikowych cen ciepła i stawek opłaty za usługi przesyłowe m.in. w porównaniu z innymi przedsiębiorstwami o podobnym zakresie działania. Na podstawie takiej analizy podejmowana jest decyzja o zatwierdzeniu taryfy (lub jej odrzuceniu), albo o ustaleniu współczynników korekcyjnych, określających (w %) projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania danego przedsiębiorstwa i zmianę warunków prowadzenia przez nie określonego rodzaju działalności gospodarczej w pierwszym roku stosowania taryfy (Xw) wraz z wezwaniem przedsiębiorstwa do odpowiedniego dostosowania taryfy do wysokości tych współczynników. Możliwe jest też ustalenie współczynników korekcyjnych na kolejne lata stosowania taryfy (Xr), gdy taryfa będzie stosowana co najmniej przez dwa lata. Przedsiębiorstwo posiadające taką taryfę „wieloletnią” może nie częściej niż co 12 miesięcy dostosowywać poszczególne ceny i stawki opłat do zmieniających się warunków prowadzenia działalności gospodarczej, bez potrzeby zatwierdzenia tych zmian przez Prezesa URE, a wzrost cen i stawek opłat zależy od wartości wskaźnika inflacji (RPI) i współczynników korekcyjnych (Xr).
Działalność regulacyjna Prezesa URE wywołuje protesty niektórych przedsiębiorstw ciepłowniczych, które uważają, że w warunkach gospodarki rynkowej powinny mieć pełną swobodę prowadzenia działalności gospodarczej i ustalania cen ciepła „na własne ryzyko”. Prezentowane są poglądy, że przedsiębiorstwa „... nie mają swobody kształtowania kosztów w wyniku nakazu takiego ich kalkulowania, aby taryfy uwzględniały poprawę efektywności prowadzonej działalności, a nadzór urzędniczy rozstrzyga o zasadności poniesionych kosztów wg swobodnej interpretacji”. Krytykowane są obowiązujące przepisy, w których „nie jest akceptowana marża, która pozwalałaby inwestorom zarabiać”. Kwestionowana jest też działalność Prezesa URE: „... administracyjna weryfikacja kosztów działalności przedsiębiorstwa ciepłowniczego poprzez ustalanie wartości współczynników korekcyjnych i okresu ich obowiązywania, bez podania zasad ich ustalania, jest kontrowersyjna i odbiera przedsiębiorstwu inicjatywę strategicznego rozwoju.” Prezentowane są nawet poglądy, że działalność Prezesa URE jest prowadzona w sposób pozbawiający przedsiębiorstwa ciepłownicze możliwości rozwoju i prowadzi do dekapitalizacji urządzeń w źródłach ciepła i sieciach ciepłowniczych.
Jednakże mimo, iż decyzje Prezesa URE mogą być zaskarżone do Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, stosunkowo rzadko dochodzi do procesów sądowych dotyczących odmowy zatwierdzenia taryf dla ciepła. Natomiast analizy porównawcze wykazują, że istnieje znaczna rozpiętość cen i stawek opłat, ustalanych przez przedsiębiorstwa ciepłownicze o podobnym zakresie działania i technologii wytwarzania ciepła. Regulacja cen i stawek opłat przez Prezesa URE wymaga więc konsekwentnego działania w kierunku ograniczenia zbyt wysokich kosztów i „równania” do przedsiębiorstw najlepszych, które swoje wyniki ekonomiczne uzyskują poprzez obniżkę jednostkowych kosztów wytwarzania ciepła i świadczonych usług przesyłowych, a nie w drodze podnoszenia cen i stawek opłat. Prezes URE nie może tolerować braku działań przynoszących obniżkę kosztów, lub prób obciążania odbiorców kosztami kapitałochłonnych inwestycji, które nie tylko nie przynoszą obniżki jednostkowych kosztów wytwarzania i przesyłania ciepła, ale powodują wzrost opłat i uzasadnione protesty ze strony użytkowników ciepła.
Wzrost opłat za ciepło wywołuje wiele skarg (m.in. do Rzecznika Praw Obywatelskich, do prokuratury itd.) tych odbiorców ciepła, którzy dotkliwie odczuwają skutki podwyżek cen i stawek opłat. Skargi są też kierowane pod adresem Prezesa URE, gdyż odbiorcy przyzwyczajeni do ustalania taryf dla ciepła przez Ministra Finansów, sądzą, że obecnie są one ustalane przez Prezesa URE. Tymczasem, zgodnie z obowiązującymi przepisami, taryfy te są ustalane samodzielnie przez przedsiębiorstwa ciepłownicze, a następnie przedkładane Prezesowi URE do zatwierdzenia. Zdarza się, że odbiorcy ciepła wprowadzani są w tym zakresie w błąd przez przedsiębiorstwa ciepłownicze, które „zrzucają” odpowiedzialność za taryfę na Prezesa URE.
Kilkuletnie doświadczenia oddziałów terenowych URE wykazują, że coraz więcej przedsiębiorstw dostrzega potrzebę eliminowania nieuzasadnionych kosztów i zwiększania przychodów poprzez pozyskiwanie nowych odbiorców ciepła, a nie drogą wzrostu cen i stawek opłat. Nie jest to jednak zjawisko powszechne, a proces zatwierdzania taryf dla ciepła zaczyna się często od uświadamiania przedsiębiorstwom, że oczekiwany przez nie poziom przychodów jest zawyżony, a proponowane ceny i stawki opłat nie są ustalone na podstawie uzasadnionych kosztów i nie chronią odbiorców przed nieuzasadnionym wzrostem opłat.
Trzeba podkreślić, że regulacja cen i stawek opłat w zakresie zaopatrzenia w ciepło jest prowadzona w granicach obowiązującego prawa, a Prezes URE w zdecydowanej większości przypadków musi korzystać ze swoich ustawowych kompetencji i dokonywać weryfikacji kosztów, przyjętych przez przedsiębiorstwa do kalkulacji cen i stawek opłat (jako koszty uzasadnione). Istota regulacji polega na dokonaniu swoistego „audytu” kosztów koncesjonowanego przedsiębiorstwa i ich zweryfikowaniu w taki sposób, aby pogodzić interesy przedsiębiorstwa i odbiorców ciepła.
Efektem tej działalności jest doprowadzenie do sytuacji, w której przedsiębiorstwa zaczynają doceniać potrzebę poprawnej ewidencji kosztów stałych i zmiennych oraz przychodów (odpowiednio do zakresu prowadzonej działalności i rodzaju odbiorców), a także opracowywania taryf, w których ceny i stawki opłat są kalkulowane na podstawie uzasadnionych kosztów, a jednocześnie wzrost tych cen i stawek opłat odbywa się w sposób chroniący odbiorców przed drastycznym wzrostem opłat za ciepło. Świadczy o tym rosnąca liczba taryf „wieloletnich”, zatwierdzonych co najmniej na 2 lata, a stosujące je przedsiębiorstwa nie muszą co roku wnioskować do Prezesa URE o zatwierdzanie nowych cen i stawek opłat.
Jednocześnie trzeba wskazać, że projektowanie taryf dla ciepła nie może być traktowane tak jak zwykła kalkulacja, stosowana w odniesieniu do towarów typowo rynkowych, które są produkowane „na skład”. Wynika to stąd, że ilość ciepła dostarczonego do sieci w postaci pary lub gorącej wody musi odpowiadać aktualnej wielkości poboru ciepła w instalacjach odbiorczych, przy czym wielkość sprzedaży ciepła zależy głównie od warunków atmosferycznych. Prawidłowe ukształtowanie taryfy stanowi więc pewnego rodzaju sztukę, wymagającą odpowiednich umiejętności zarówno w odniesieniu do samego projektowania taryfy (zaplanowanie wielkości sprzedaży i związanych z tym kosztów), jak też przewidywania skutków ekonomicznych, jakie spowoduje wynikająca z taryfy struktura opłat ponoszonych przez odbiorców. Dodatkową umiejętność stanowi też takie skalkulowanie poziomu cen i stawek opłat oraz warunków ich stosowania, aby osiągnąć pogodzenie zapisanych w Prawie energetycznym, pozornie sprzecznych interesów dostawców i odbiorców (pokrycie uzasadnionych kosztów i ochrona odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen).
Na tym tle warto zwrócić uwagę na pojawiające się opinie, że po wejściu Polski do Unii Europejskiej nastąpi ograniczenie zakresu działania Prezesa URE tylko do sektora elektroenergetycznego i gazowniczego, a koronnym argumentem jest to, że legislacja UE dotyczy systemów elektroenergetycznych i gazowniczych. Jednakże opinie, że unijna legislacja nie obejmuje problematyki lokalnych systemów zaopatrzenia w ciepło wygłaszają ci, którzy nie dość wnikliwie analizują dokumenty określające politykę energetyczną UE. Powszechnie wiadome jest bowiem, że UE popiera rozwój skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej oraz wykorzystanie źródeł energii odnawialnej, co znalazło wyraz m.in. w kilku dyrektywach. Oczywiste jest też, że rozwojowi tych ekologicznych technologii wytwarzania ciepła towarzyszyć będzie rozwój sieci ciepłowniczych, bez których niemożliwe byłoby wykorzystanie tego ciepła do różnych celów.
Rozgłaszane są też opinie, których autorzy powołują się na dane statystyczne dotyczące działalności organów regulacyjnych w innych krajach, na temat rzekomo dużej liczby pracowników URE. Opinie te oparte są na porównaniu suchych liczb, w oderwaniu od zakresu działalności tych organów w różnych krajach (chociażby tylko liczby przedsiębiorstw podlegających regulacji). Jest oczywiste, że działalność „regulatora” ogranicza się do niewielkiej liczby przedsiębiorstw elektroenergetycznych i gazowniczych w tych krajach, gdzie nie ma rozwiniętych systemów ciepłowniczych. Natomiast tam, gdzie ciepłownictwo jest mocno rozwinięte (np. Dania, kraje Europy Środkowej i Wschodniej), istnieją organy regulujące działalność wszystkich trzech sektorów „sieciowych” (elektroenergetyki, gazownictwa i ciepłownictwa).
Problemy te analizował ostatnio międzynarodowy zespół ds. problemów regulacji ciepłownictwa i gospodarki skojarzonej w przekształcających się krajach, powołany przez Światową Radę Energetyczną, a wyniki prac tego zespołu w dużym skrócie przedstawiono poniżej.
3. Regulacja cen ciepła w innych krajach
W 2002 r. Światowa Rada Energetyczna powołała międzynarodowy zespół ds. problemów regulacji ciepłownictwa i gospodarki skojarzonej w przekształcających się krajach 1]. W pracach zespołu uczestniczyli eksperci z 11 krajów Europy Środkowej i Wschodniej oraz Danii i Finlandii (krajów o rozwiniętym ciepłownictwie). Raport zespołu opublikowano w 2004 r. 2], a ostatnio przetłumaczono go na język chiński 3].
We wszystkich krajach uczestniczących w pracach zespołu stworzono ramy prawne dla realizacji własnej polityki energetycznej. W niektórych krajach, podobnie jak w Polsce, wydano jedną ustawę obejmującą wszystkie trzy sieciowe sektory energetyczne, a w innych krajach wydano odrębne ustawy dla poszczególnych sektorów (energia elektryczna, gaz, ciepło). Wyjątek stanowi Rosja, gdzie obowiązuje znaczna liczba dekretów, decyzji rządu itp., a od kilku lat trwają prace nad ustawą Prawo energetyczne.
W większości tych krajów wszystkie „sieciowe” sektory energetyczne podlegają regulacji jednego centralnego organu, ale istnieją też inne rozwiązania. Na Łotwie obowiązuje ustawa o regulacji dostawców publicznych, na mocy której powołana została centralna Komisja ds. Dostawców Publicznych regulująca funkcjonowanie sektora energetycznego i kilkunastu niezależnych miejskich „regulatorów”, którzy regulują ceny ciepła wytwarzanego w ciepłowniach. Ich działalność nie jest koordynowana, a nominalnie są oni nadzorowani przez władze lokalne, co stwarza możliwość oddziaływania lokalnych polityków na decyzje tych regulatorów.
Na Węgrzech koncesje dla elektrociepłowni o mocy elektrycznej powyżej 50 MW wydaje Węgierski Urząd Energetyczny, a taryfy dla tych źródeł ciepła są ustalane przez Ministra Gospodarki i Handlu. Natomiast dla pozostałych źródeł ciepła koncesje wydawane są przez władze miejskie, które ustalają również ceny ciepła dla odbiorców zasilanych z tych źródeł, a także dla ciepła przesyłanego za pośrednictwem sieci ciepłowniczych przez przedsiębiorstwa posiadające koncesje wydane prze władze miasta.
W Rosji istnieje Federalna Komisja Regulacyjna, która ustala taryfy w hurtowym obrocie energią elektryczną i ciepłem (między przedsiębiorstwami energetycznymi) oraz Komisje Regionalne, które ustalają taryfy dla gazu (hurtowe i dla odbiorców końcowych) oraz taryfy dla energii elektrycznej i ciepła, dostarczanych odbiorcom końcowym. Komisje te nie zajmują się koncesjonowaniem (przedsiębiorstwa są państwowe). W poszczególnych miastach istnieją równolegle komunalne przedsiębiorstwa ciepłownicze (nadzorowane przez władze miejskie) i przedsiębiorstwa należące do sektora elektroenergetyki (istnieją też źródła ciepła należące do przedsiębiorstw przemysłowych). Dlatego jednym z głównych kierunków restrukturyzacji sektora ciepłownictwa jest doprowadzenie do utworzenia przedsiębiorstw, które będą eksploatowały wszystkie systemy ciepłownicze na terenie danego miasta.
W Rumunii istnieją trzy niezależne organy regulacyjne, podporządkowane różnym ministrom: ds. regulacji sektora elektroenergetycznego, ds. regulacji sektora gazowniczego i ds. regulacji usług komunalnych. Działalność tego ostatniego dotyczy również zaopatrzenia w ciepło (z wyjątkiem elektrociepłowni). Organy te są od siebie niezależne, a brak koordynacji ich działania powoduje powstanie wręcz szkodliwej konkurencji między poszczególnymi sektorami. W efekcie zamiast rozwoju skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, występuje drastyczny spadek sprzedaży ciepła z systemów ciepłowniczych, a nawet ich wyłączanie (spośród 251 miejskich systemów ciepłowniczych, w 2002 r. eksploatowano tylko 179 systemów). Wynika to z braku prawidłowych relacji między cenami różnych nośników energii dla odbiorców końcowych. Nakładają się na to odmienne regulacje prawne traktujące użytkownikom lokali jako odbiorców ciepła, którzy mogą się odłączyć od instalacji centralnego ogrzewania w budynkach bez uzyskania zgody zarządcy budynku (lub współużytkowników tych instalacji).
Takie sytuacje nie zdarzają się w krajach Europy Zachodniej, gdzie istnieje klarowny podział systemów ciepłowniczych na część należącą do dostawców (źródła ciepła i sieci ciepłownicze) i część należącą do odbiorców (węzły cieplne i instalacje odbiorcze, jako wyposażenie budynków). Granicę podziału własności stanowią przyłącza, w których zainstalowany jest układ pomiarowo rozliczeniowy oraz ogranicznik poboru mocy cieplnej (regulator natężenia przepływu wody sieciowej).
Trzeba podkreślić, że techniczne możliwości pomiaru ilości dostarczonego ciepła mają podstawowe znaczenie dla zasad ustalania i regulacji cen ciepła. W niektórych krajach (np. w Polsce od 1999 r., na Węgrzech od 2003 r.) wprowadzono obowiązek wyposażenia budynków przyłączonych do sieci ciepłowniczej w układy pomiarowo-rozliczeniowe i zniesiono opłaty ryczałtowe za ogrzewanie i ciepłą wodę.
W niektórych krajach (np. Litwa) ustalane są ceny urzędowe i ceny umowne, przy czym zdarza się, że ceny ustalone przez regulatora nie pokrywają kosztów dostarczania ciepła do odbiorców, co prowadzi do ograniczenia zakresu remontów i modernizacji urządzeń, a w efekcie do dekapitalizacji majątku trwałego. Ponadto na Litwie odbiorcy ciepła mają prawo wyboru taryfy, gdyż stosowane są tam taryfy „jednoczłonowe” (tylko cena ciepła) i „dwuczłonowe” (cena stała i zmienna), a rozliczenia mogą być prowadzone z zarządcą budynku lub z użytkownikami lokali. 4]
W innych krajach (np. Słowacja) nie ma określonej struktury taryf dla ciepła, a regulacja cen ciepła polega na tym, że ceny określone przez przedsiębiorstwa ciepłownicze nie mogą być wyższe od ustalonych przez regulatora cen maksymalnych. Ponadto na Słowacji nadal występuje subsydiowanie skrośne odbiorców komunalno-bytowych przez odbiorców przemysłowych. W Czechach obowiązuje podział na przedsiębiorstwa wytwórcze i przedsiębiorstwa przesyłające ciepło, co ma wpływ na rodzaje cen i stawek opłat określonych w taryfach tych przedsiębiorstw. Dotychczasowe złe doświadczenia powodują, że obecnie występuje tendencja do łączenia tych przedsiębiorstw i optymalizacji łącznych kosztów zaopatrzenia w ciepło. Rola regulatora sprowadza się do ustalania wskaźnika maksymalnego wzrostu cen ciepła w każdym roku, co jak wynika z polskich doświadczeń, nie zapewnia ani ochrony interesów odbiorców, ani racjonalizacji kosztów dostarczania ciepła. Taki sposób regulacji cen ciepła powoduje, że w niektórych miastach ceny ciepła są bardzo wysokie, a odbiorcy odłączają się od sieci, gdyż inne sposoby zaopatrzenia w ciepło są tańsze.
W Chorwacji regulator zatwierdza poszczególnym przedsiębiorcom stosowane przez nie ryczałtowe ceny dla odbiorców bytowo – komunalnych i dwuczłonowe taryfy (ceny stałe i zmienne) dla odbiorców przemysłowych, u których zainstalowane są ciepłomierze. Obecnie w Chorwacji przygotowywany jest nowy system taryf dla ciepła, który będzie obowiązywał w całym kraju.
W Rosji regionalne komisje regulacyjne ustalają ceny ciepła, przy czym ze względu na brak pomiarów są to przeważnie ceny ryczałtowe, ale stosowane są też ceny za GJ (dla odbiorców posiadających ciepłomierze). Nie jest to jednak regułą, gdyż np. w Moskwie zainstalowano ok. 400 000 wodomierzy, a rozliczenia są prowadzone w systemie ryczałtowym.
Na Węgrzech regulacja cen ciepła przez władze lokalne praktycznie nie funkcjonuje, gdyż lokalni decydenci, mimo że są właścicielami przedsiębiorstw ciepłowniczych, ze względów politycznych są zainteresowani utrzymaniem cen ciepła na niskim poziomie. W efekcie przedsiębiorstwa ciepłownicze mają bardzo ograniczone możliwości modernizacji i rozwoju (brak własnych środków oraz możliwości uzyskania większych pożyczek na inwestycje modernizacyjne i rozwojowe). Zdarza się, że taryfy nie pokrywają kosztów zaopatrzenia w ciepło.
W większości krajów Europy Środkowej i Wschodniej opłaty odbiorców nie zawsze pokrywają koszty dostarczenia ciepła do obiektów należących do tych odbiorców, przy czym w wielu krajach występuje subsydiowanie skrośne, a w niektórych dotacje. Na tym tle warto podkreślić, że w niektórych krajach UE (np. w Danii), przedsiębiorstwa ciepłownicze funkcjonują na zasadzie „no profit” (przychody pokrywają koszty operacyjne oraz koszty rozwoju, modernizacji i ochrony środowiska), przy czym często są to spółki, których udziałowcami są odbiorcy ciepła (nie ma przedsiębiorstw komercyjnych). Ponadto w wielu duńskich systemach ciepłowniczych, aby zmniejszyć koszty ponoszone przez odbiorców z tytułu zaopatrzenia w ciepło, rozliczenia są prowadzone w oparciu o odczyty wskazań wodomierzy, które są wielokrotnie tańsze od ciepłomierzy.
Kraje Europy Środkowej i Wschodniej prowadzą zróżnicowaną politykę energetyczną, zarówno w odniesieniu do procesu restrukturyzacji i prywatyzacji, jak też ustalania cen i eliminowania subsydiowania skrośnego w poszczególnych sektorach sieciowych. Taryfy gazowe w wielu krajach (np. Chorwacja, Czechy, Litwa, Słowacja, Węgry) zawierają elementy socjalne, w wyniku czego wielcy odbiorcy subsydiują drobnych odbiorców. W niektórych krajach (np. Litwa) użytkownicy małych kotłów gazowych nie płacą podatku, który muszą płacić przedsiębiorstwa ciepłownicze. W Czechach, w wyniku polityki „czystej energii”, wiele miast wybudowało sieci gazowe, co przy niskich cenach gazu dla drobnych odbiorców stworzyło korzystne warunki do odłączania się tych odbiorców od sieci ciepłowniczych, tym bardziej, że czeski „regulator” wymaga, aby ceny ciepła dostarczanego z sieci były jednakowe dla wielkich i drobnych odbiorców. Efektem tego jest m.in. powstanie niezdrowej „konkurencji” między gazownictwem i ciepłownictwem.
Wszystkie te czynniki powodują, że w wielu krajach Europy Środkowej i Wschodniej powstały niekorzystne warunki dla rozwoju ciepłownictwa, sprzyjające odłączaniu się od cieci ciepłowniczych odbiorców, którzy mają środki na zainstalowanie indywidualnych kotłów gazowych (dostawcy kotłów oferują często bardzo korzystne warunki spłaty tych inwestycji). Powstanie „konkurencji”, która w swej istocie polega na zastąpieniu jednego naturalnego monopolu (sieci ciepłowniczej) przez inny naturalny monopol (sieć gazową) prowadzi do tego, że żadna z tych sieci nie będzie optymalnie wykorzystana, a w efekcie nastąpi wzrost opłat ponoszonych przez odbiorców tych nośników energii w danej miejscowości.
Istnieją kraje, w których przeciwdziała się powstaniu takiej pseudo konkurencji. Np. w Danii gminy od wielu lat prowadzą politykę energetyczną, która pozwala optymalizować koszty zaopatrzenia w energię na terenie poszczególnych miejscowości. Na podstawie opracowanych przez gminy planów zaopatrzenia w ciepło określane są obszary zasilane z sieci gazowej, tj. obszary o mniejszej gęstości zabudowy, na których nieopłacalna jest budowa sieci ciepłowniczych oraz obszary zasilane z sieci ciepłowniczej, tj. obszary o dużej gęstości zabudowy, na których nieopłacalna jest budowa sieci gazowej ze względu na zbyt wysokie koszty stałe w stosunku do niewielkiej sprzedaży gazu dla potrzeb przygotowania posiłków. Na obszarach zasilanych z sieci ciepłowniczej (lub gazowej) istnieje obowiązek przyłączenia nowych obiektów do tych sieci. Podobnie jak w Danii, również w niektórych krajach Europy Środkowej i Wschodniej (np. Litwa, Łotwa, Węgry) wprowadzono podstawy prawne dla dokonania podziału miejscowości na obszary zasilane z sieci ciepłowniczej i obszary zasilane z sieci gazowej – w oparciu o analizy optymalizujące koszty zaopatrzenia odbiorców w energię.
Brak takiej polityki w innych krajach, połączony z utrzymywaniem niskich cen gazu dla drobnych odbiorców, wpływa na systematyczne pogarszanie się sytuacji ekonomicznej przedsiębiorstw ciepłowniczych wskutek odłączania się odbiorców od sieci ciepłowniczych, co np. w Rumunii doprowadziło do upadku i wyłączenia systemów ciepłowniczych w ponad 70 miejscowościach.
W podsumowaniu wyników prac międzynarodowego zespołu stwierdzono m.in., że w zakresie regulacji cen ciepła przepisy antymonopolowe są niewystarczające i niezbędna jest odrębna regulacja funkcjonowania sektora ciepłownictwa, ze względu na jego znaczenie w bilansie energetycznym oraz problemy ekonomiczne, występujące w związku z urynkowieniem zaopatrzenia w ciepło i liberalizacją rynku energii elektrycznej.
2] Dostępny w jęz. angielskim pod adresem E-mail: info@worldenergy.org
3] Rząd ChRL jest zainteresowany wykorzystaniem doświadczeń innych krajów w regulacji cen ciepła, m.in. autor był zaproszony do Pekinu celem przedstawienia doświadczeń Prezesa URE w tym zakresie.
4] W ocenie litewskiego wiceministra gospodarki (wypowiedź na konferencji IEA w Pradze, luty 2004), taryfy dwuczłonowe wybierają „uświadomieni” odbiorcy, a taryfy jednoczłonowe wybierają odbiorcy nie analizujący skutków stosowania tych taryf (ogromna rozpiętość opłat w zimie i w lecie), co prowadzi do zaległości płatniczych, zwłaszcza, gdy przedsiębiorstwa ciepłownicze prowadzą indywidualne rozliczenia z użytkownikami lokali.
|
|