Nawigacja

3.5 Ustalanie współczynnika korekcyjnego Xr, eliminowanie subsydiowania skrośnego oraz dostęp strony trzeciej w poznańskim Zachodnim Oddziale Terenowym

Pierwsze w kraju dwie taryfy dla ciepła zostały podpisane, z upoważnienia Prezesa URE, 17 lutego 1999 r. w Poznaniu. Od tego czasu na terenie działania Zachodniego Oddziału Terenowego zostało zatwierdzonych już 300 taryf dla ciepła. Dla około 30 przedsiębiorstw są to dopiero pierwsze taryfy. Dla większości przedsiębiorstw były to już drugie lub trzecie taryfy. Natomiast kilkanaście przedsiębiorstw zostało poddanych czwartemu przeglądowi regulacyjnemu. Taki dorobek upoważnia zapewne do podzielenia się doświadczeniami, uwagami oraz do wysunięcia pewnych wniosków.

W trakcie analizowania wniosków taryfowych zaobserwowano, że konieczność dokonywania równoległej analizy danych technicznych i ekonomicznych nie stanowi nadal codziennej praktyki w niektórych przedsiębiorstwach przedkładających wnioski o zatwierdzenie taryfy i postrzegana jest jako przymus administracyjny. W wielu przypadkach weryfikowanie wykazanych kosztów do poziomu uzasadnionego wzbudza opór przedsiębiorstw, nie dokonujących analiz porównawczych nawet w zakresie własnej działalności. Wynikać to może głównie z poziomu wiedzy kadry zajmującej się tymi zagadnieniami, szczególnie w przedsiębiorstwach rozdrobnionych dla potrzeb komunalizacji majątku na rzecz gmin czy też zajmujących się sprzedażą ciepła w niewielkim zakresie. Nadal część przedsiębiorstw energetycznych postrzega każde wygenerowane koszty jako uzasadnione (np. zdarzały się przypadki, iż zakładana sprawność wytwarzania ciepła w podobnych kotłach opalanych gazem, przekazanych do użytku w tym samym roku różniła się o 30%).

Przy okazji rozpatrywania każdego wniosku taryfowego analizowana jest rzeczywista i planowana na pierwszy rok stosowania taryfy sprawność wytwarzania i przesyłania ciepła. Sprawność wytwarzania analizowana jest dla każdego rodzaju paliwa i stosowanej technologii wytwarzania, natomiast sprawność przesyłania i związane z tym straty ciepła na przesyłaniu dla każdej sieci ciepłowniczej. Jako uzasadnione przyjmuje się tylko te wielkości planowanego zużycia paliwa i strat ciepła na przesyłaniu, które po uwzględnieniu konkretnej sytuacji w przedsiębiorstwie zapewniają racjonalną gospodarkę paliwami i energią. Powyższa wnikliwa analiza prowadzi do dokonywania przez przedsiębiorstwo samokontroli w zakresie zużycia paliw i jakości sieci ciepłowniczych oraz poprawności wskazań przyrządów pomiarowych.

W Zachodnim Oddziale Terenowym od ubiegłego roku zatwierdzono stosunkowo dużą liczbę taryf (47) na okres ponad 2 lat. Rozwiązanie takie stosowano głównie w przypadku zatwierdzania trzecich taryf dla przedsiębiorstw energetycznych, przedstawiających do zatwierdzenia kolejne taryfy skutkujące wskaźnikiem wzrostu cen i stawek opłat poniżej wskaźnika RPI oraz zawierające stosunkowo niewysokie ceny i stawki opłat w porównaniu z innymi podobnymi przedsiębiorstwami. Nie stosowano go jednak w przypadku przedsiębiorstw: produkujących ciepło w skojarzeniu z energią elektryczną, wykorzystujących jako paliwo podstawowe gaz ziemny (nie były one nawet zainteresowane dłuższym okresem obowiązywania taryfy, z uwagi na dużą niepewność prognozy cenowej) oraz dla przedsiębiorstw planujących istotne zmiany w zakresie działania (nowe źródła ciepła i sieci, zmiana rodzaju stosowanego paliwa po modernizacji).

W procesie zatwierdzania taryf na okres 2 lat i dłuższy, istotne stawało się ustalenie przez regulatora współczynnika korekcyjnego Xr, zwłaszcza przy niestabilnych cenach paliw (wysokie wzrosty kosztów skutkiem usztywnienia cen w obrocie węglem i wyeliminowaniu handlu długami, brak prognozy kształtowania się cen paliw gazowych) oraz przepisach podatkowych (np. rosnące podatki od nieruchomości).

W praktyce regulacyjnej poważnym utrudnieniem jest brak jednoznacznych kryteriów pozwalających określić poziom współczynnika Xr. Uwzględnianie np. tylko rozmiarów zakończonych modernizacji jako przesłanki ustalania wyższego od zera współczynnika Xr, wymaga dużej ostrożności. Często dokonywane modernizacje skutkują bowiem wzrostem kosztów (amortyzacja oraz podatki pobierane przez gminy od nowych inwestycji, usługi obce związane z serwisem) i nie są rekompensowane poprawą sprawności wytwarzania źródeł ciepła i sieci oraz zmniejszeniem kosztów wynagrodzeń. Z uwagi na przestarzałą infrastrukturę występującą w wielu przedsiębiorstwach nie jest wskazane jednak zaniechanie sukcesywnych modernizacji, ponieważ stwarzałoby to zagrożenie bezpieczeństwa systemu zaopatrzenia w ciepło lub skutkowało skokowym wzrostem cen w terminie późniejszym.

Kryterium takiego nie stanowi współczynnik Xw. Z uwagi na aktualną konstrukcję przepisów, przedsiębiorstwa ciepłownicze wdrażające swe taryfy w różnych miesiącach roku, nawet gdy podnoszą ceny i stawki opłat o ten sam procent uzyskują różne Xw. Tak więc, ustalenie współczynnika Xr wymaga każdorazowo wnikliwej indywidualnej analizy. W praktyce zachodniego oddziału jego poziom określano zarówno na podstawie analizy zakresu rzeczowego inwestycji, analizy danych historycznych zawartych we wcześniejszych wnioskach jak i analizy porównawczej w ramach podobnych przedsiębiorstw energetycznych.

W województwach wielkopolskim i kujawsko-pomorskim zaobserwowano, iż na większość przedsiębiorstw energetycznych możliwość uzyskania taryfy na wieloletni okres działała motywująco. Zapewne istotnym czynnikiem była mniejsza pracochłonność procedury indeksacji cen niż przygotowania wniosku taryfowego (zwłaszcza uzasadnienia). Jednak nie można wykluczyć, iż równie stymulująco działała perspektywa uzyskania pewnej swobody decyzji gospodarczych w pierwszym roku obowiązywania taryfy, gdyż koszty i ewentualne zyski tego okresu nie stają się przedmiotem weryfikacji regulatora. Często ułatwiało to badającym wniosek taryfowy uzyskanie od przedsiębiorstwa obniżki kosztów planowanych. Równocześnie zdaniem regulatora pozwoli to na zorientowanie się, jak możliwość wypracowania niezaplanowanego wcześniej zysku wpłynie na poprawę efektywności działania. Interesujące będą doświadczenia w zakresie analizy kosztów w momencie zatwierdzania kolejnych taryf tych przedsiębiorstw. Na podstawie analizy kilku przykładów już dziś wiadomo, że przedsiębiorstwa te w pierwszym roku osiągnęły dobre wyniki finansowe. W następnym okresie regulacji powinno nastąpić przeniesienie korzyści na odbiorców ciepła. Należy żywić nadzieję, że skończy się praktyka „robienia” kosztów, natomiast musi nastąpić okres „cięcia” kosztów.

W przypadku dłuższego okresu regulacji znaczący wpływ na stosowanie taryf zatwierdzonych przez Prezesa URE mają zmiany warunków prowadzenia przez przedsiębiorstwa energetyczne działalności gospodarczej. W § 29 ust. 1 rozporządzenia taryfowego czytamy, że „w przypadku nieprzewidzianej, istotnej zmiany warunków prowadzenia przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, możliwa jest zmiana taryfy wprowadzonej do stosowania w trybie określonym w art. 47 ustawy – Prawo energetyczne lub przez zawarcie umów, o których mowa w § 4 ust. 2, po dokonaniu analizy i oceny skutków ekonomicznych tych zmian”. Na gruncie powyższego zapisu powstaje pytanie, jakiego rodzaju zmiana warunków prowadzenia działalności gospodarczej może być uznana za istotną i czy zmiana ta miałaby polegać na istotnym pogorszeniu czy też poprawie warunków prowadzenia owej działalności. Zastosowanie wykładni językowej oraz celowościowej prowadzi do stwierdzenia, iż słowo „zmiana” kryje w sobie obie ww. sytuacje, tj. zarówno pogorszenie jak i poprawę warunków prowadzenia działalności gospodarczej. Ponadto ww. zmiana musi być zmianą nieprzewidzianą i istotną. Zmiana nieprzewidziana znaczy tyle co zmiana, której przedsiębiorstwo energetyczne nie mogło uwzględnić przy ustalaniu taryfy, a która nastąpiła w trakcie jej stosowania. Natomiast o istotności danej zmiany decyduje każdorazowo Prezes URE badając wniosek przedsiębiorstwa energetycznego, bądź wzywając to przedsiębiorstwo do złożenia wniosku o zmianę taryfy.

Tak np. wprowadzenie nowej taryfy dla paliw gazowych, obowiązującej od 1 kwietnia 2002 r. odbiorców obsługiwanych przez PGNiG S.A. może stanowić o istotnej zmianie w działalności gospodarczej przez niektóre przedsiębiorstwa ciepłownicze, wytwarzające ciepło w źródłach gazowych. W tym jednak wypadku, z uwagi na spadek cen gazu w większości grup taryfowych, należy oczekiwać poprawy warunków prowadzenia działalności gospodarczej. Inny problem, związany z nową taryfą dla gazu, powstał w związku ze stosowanymi na mocy uchwały Zarządu PGNiG S.A. z dnia 28 czerwca 2001 r. upustów w odniesieniu do odbiorców, którym płatności przy zastosowaniu stawek opłat zmienionej Taryfy 1/2000 wzrosły powyżej poziomu 28,2%. Warunkiem uzyskania upustu był: równomierny odbiór gazu w okresie obowiązywania zmiany taryfy 1/2000, zachowanie charakterystyki poboru jak w 2000 r., brak zaległości w regulowaniu zobowiązań oraz bieżące regulowanie płatności. Dla odbiorców gazu, którzy spełniali powyższe warunki i korzystali z przysługujących im upustów wprowadzenie nowej drugiej taryfy dla gazu wywołuje znaczny wzrost płatności. Z doświadczenia związanego z analizowaniem wniosków taryfowych wynika, iż moc umowna w wielu przedsiębiorstwach była różna w poszczególnych miesiącach. Wprowadzenie nowej taryfy dla gazu i zdefiniowanie roku umownego spowodowało jednocześnie konieczność ustalania mocy umownej jednakowej na cały rok umowny. Pociągało to za sobą znaczny wzrost ponoszonych opłat stałych.

W toku prac nad wnioskami taryfowymi przedsiębiorstw istotnym okazał się problem subsydiowania skrośnego. Przypomnijmy, że zgodnie z § 3 rozporządzenia taryfowego, przedsiębiorstwa energetyczne mają obowiązek opracowania taryfy dla ciepła w sposób zapewniający pokrycie uzasadnionych kosztów prowadzenia działalności, przy jednoczesnym eliminowaniu subsydiowania skrośnego, zapewniając ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen. Pod pojęciem subsydiowania skrośnego rozumie się pokrywanie kosztów, dotyczących jednego rodzaju prowadzonej działalności gospodarczej lub jednej grupy odbiorców przychodami pochodzącymi z innego rodzaju prowadzonej działalności gospodarczej lub od innej grupy odbiorców. Natomiast zgodnie z § 29 ust. 2 rozporządzenia taryfowego „przedsiębiorstwo energetyczne może wprowadzić ceny i stawki opłat dla subsydiowanych grup taryfowych, których poziom nie może być wyższy, w stosunku do ostatnio stosowanych cen i stawek opłat, o więcej niż 1,25-krotności średniorocznego wskaźnika cen i usług konsumpcyjnych w poprzednim roku kalendarzowym”.

Analiza przeprowadzona w jednym z dużych przedsiębiorstw energetycznych województwa kujawsko-pomorskiego wykazała, iż przedsiębiorstwo energetyczne nie wyeliminowało subsydiowania skrośnego w swojej III taryfie dla ciepła (w kontekście § 3 pkt 3 cytowanego rozporządzenia). Przedsiębiorstwo udzielając wyjaśnień wykazało, że natychmiastowa eliminacja subsydiowania skrośnego, skutkowałaby podwyżkami cen o ponad 90% w niektórych grupach taryfowych, co byłoby działaniem powodującym naruszenie zapisów § 29 ww. rozporządzenia. Firma zobowiązała się natomiast do stopniowej eliminacji subsydiowania skrośnego przy kolejnych zmianach cen. Zdaniem tego przedsiębiorstwa obowiązek „opracowywania taryfy w sposób zapewniający eliminowanie subsydiowania skrośnego” w kontekście zapisów § 29 należy rozumieć w ten sposób, że intencją przepisu nie było zobowiązanie przedsiębiorstw energetycznych do eliminacji tego zjawiska w sposób jednorazowy. Taki pogląd jest zgodny z oceną badających wniosek o zatwierdzenie przedmiotowej taryfy. Wskazać należy, iż ostateczne wyeliminowanie subsydiowania skrośnego wymaga często całkowitej modernizacji źródeł ciepła lub sieci ciepłowniczych.

Subsydiowanie jest także wynikiem historycznie ukształtowanych i stosowanych, szczególnie preferencyjnych systemów rozliczeń z odbiorcami, których jednorazowe skorygowanie jest niemożliwe z uwagi na trudną sytuację finansową odbiorców (gminy o wysokim stopniu bezrobocia, budynki mieszkalne po byłych Państwowych Gospodarstwach Rolnych lub należące do upadłych przedsiębiorstw).

Warto wskazać na jeszcze inne aspekty subsydiowania skrośnego. W trakcie analizy wniosków taryfowych w Zachodnim Oddziale Terenowym zauważono m.in., iż w przypadku występowania w przedsiębiorstwie wyłącznie wielu małych źródeł ciepła, subsydiowanie skrośne może znajdować swoje uzasadnienie nawet w długim okresie. Rosnące odpisy amortyzacyjne po zakończeniu modernizacji – przy znikomych kosztach amortyzacji i podatków w przypadku przestarzałej, wielokrotnie zmieniającej właściciela, umorzonej infrastruktury – prowadzą do gwałtownego wzrostu cen i stawek opłat oraz zróżnicowania u grup odbiorców korzystających z podobnego zakresu usług (nie rekompensowanych efektami oszczędnościowymi). Subsydiowanie pozwala wtedy na unikanie skokowych podwyżek cen w przypadku realizacji inwestycji modernizacyjnych wynikających z konieczności odtworzenia majątku. Subsydiowanie pozwala zmniejszać także napięcia związane z wdrażaniem taryf, nie zwalnia równocześnie przedsiębiorstw od analizy kosztów w miejscach ich powstawania. Z reguły wiąże się to ze zmianą klucza podziałowego kosztów zarządu i kosztów finansowych.

Warto wskazać na jeszcze inne aspekty subsydiowania skrośnego. W trakcie analizy wniosków taryfowych w Zachodnim Oddziale Terenowym zauważono m.in., iż w przypadku występowania w przedsiębiorstwie wyłącznie wielu małych źródeł ciepła, subsydiowanie skrośne może znajdować swoje uzasadnienie nawet w długim okresie. Rosnące odpisy amortyzacyjne po zakończeniu modernizacji – przy znikomych kosztach amortyzacji i podatków w przypadku przestarzałej, wielokrotnie zmieniającej właściciela, umorzonej infrastruktury – prowadzą do gwałtownego wzrostu cen i stawek opłat oraz zróżnicowania u grup odbiorców korzystających z podobnego zakresu usług (nie rekompensowanych efektami oszczędnościowymi). Subsydiowanie pozwala wtedy na unikanie skokowych podwyżek cen w przypadku realizacji inwestycji modernizacyjnych wynikających z konieczności odtworzenia majątku. Subsydiowanie pozwala zmniejszać także napięcia związane z wdrażaniem taryf, nie zwalnia równocześnie przedsiębiorstw od analizy kosztów w miejscach ich powstawania. Z reguły wiąże się to ze zmianą klucza podziałowego kosztów zarządu i kosztów finansowych.

We wnioskach przedsiębiorstw wielobranżowych subsydiowanie skrośne stanowi jednak znacznie większe zagrożenie wówczas, gdy przedsiębiorstwo próbuje – wykorzystując pozycję monopolisty – na koszty działalności koncesjonowanej przerzucić koszty innych poddanych konkurencji rynkowej zakresów działalności. Zwłaszcza bardzo trudne są postępowania w odniesieniu do podmiotów całkowicie sprywatyzowanych (bez własności Skarbu Państwa lub gminy). Jedynie rozległa analiza porównawcza zarówno kosztów jak i cen pozwala w tych przypadkach na weryfikację kosztów i eliminowanie skrośności w celu ochrony interesów odbiorców ciepła.

W przedsiębiorstwach energetycznych eksploatujących duże ilości lokalnych źródeł ciepła możliwe jest, zgodnie z zapisem § 10 ust. 4 rozporządzenia taryfowego, zaliczanie do jednej grupy, odbiorców zasilanych ze źródeł, w których stosowany jest ten sam rodzaj paliwa. Wprawdzie § 3 pkt 3 tegoż rozporządzenia mówi, iż przedsiębiorstwa energetyczne opracowują taryfy w sposób zapewniający eliminowanie subsydiowania skrośnego, to jednak opisany powyżej przypadek uzasadnia stosowanie jednej stawki za ciepło dla całej grupy odbiorców i subsydiowanie skrośne niektórych lokalnych źródeł ciepła. W przypadku uwzględnienia w cenie ciepła kosztów modernizacji i remontów przypisywanie tych kosztów do konkretnego źródła ciepła powodowałoby okresowe, skokowe zmiany cen, chociaż zakres świadczonych usług z tego źródła nie uległby zmianie. Generalnie można zaryzykować stwierdzenie, że zakres i wielkość subsydiowania skrośnego wyznaczane są względami ochrony interesów odbiorców ciepła. Jego eliminowanie będzie się zatem odbywać ewolucyjnie.

Ze względu na kurczące się zasoby paliw kopalnych, podejmowane są w kraju inwestycje polegające na wymianie wyeksploatowanych kotłów na nowe opalane paliwem odnawialnym. Do tego typu paliw należy słoma, paliwo bardzo łatwo dostępne i wygodne do wytwarzania ciepła. Na rynku są już dostępne konstrukcje kotłów opalanych słomą, w których proces technologiczny jest już dopracowany i generuje relatywnie mniejsze koszty. Są to jednostki przystosowane do ciepłownictwa. Technologie budowy kotłów do spalania słomy są na etapie szybkiego rozwoju. Niemniej jednak zdarzają się sytuacje, gdzie podjęta decyzja o modernizacji źródła polegająca na zmianie paliwa na słomę nie przynosi spodziewanych efektów finansowych. Przykładem może być mała kotłownia, o mocy zainstalowanej poniżej 1 MW, w której spalane są baloty słomy bezpośrednio przywiezione z pól uprawnych. Nie jest prowadzony proces właściwego przygotowania paliwa, a załadunek odbywa się za pomocą traktora. Spalanie słomy według tej technologii jest bardzo kosztowne. Załadunek musi się odbywać przy otwartych wrotach od kotła, co bezpośrednio powoduje jego wyłączenie z ruchu na czas załadunku. Po każdym załadowaniu kotła trzeba rozpoczynać proces rozruchu. Obsługa kotła rozpoczyna proces technologiczny, ręcznie rozpalając słomę. Proces załadowania balotu słomy odbywa się w odstępach dwugodzinnych (przybliżony czas spalania balotu słomy). Ww. czynniki powodują, że kocioł musi znajdować się pod ciągłym nadzorem przynajmniej dwóch pracowników obsługi. Paliwo do spalania nie jest wcześniej właściwie przygotowane, co powoduje, że ma ono różną wilgotność oraz różną ilość słomy w tej samej objętości kęsa technologicznego. Obsługa kotła ma w ten sposób bardzo mały wpływ na proces wytwarzania ciepła. Jest to przykład jednej z pierwszych tego typu konstrukcji, która posiada bardzo wiele wad i powoduje bardzo wysoki koszt prowadzenia procesu wytwarzania ciepła. W tym przypadku cena wytworzenia ciepła na słomie jest wyższa od wielu zatwierdzonych cen ciepła wytwarzanego na gazie. Kocioł taki może być instalowany w dużych gospodarstwach rolnych, gdzie ciepło produkuje się na własne potrzeby, a paliwa będącego ubocznym produktem uprawy zbóż nie trzeba kupować.

Szczególny przypadek przedsiębiorstw energetycznych stanowią podmioty prowadzące działalność koncesjonowaną na terenie całego kraju, które mają swoje jednostki wydzielone organizacyjnie i terytorialnie na terenie wielu województw. Posiadają one bardzo dużą liczbę źródeł, o małych mocach zainstalowanych. Kotłownie te są bardzo często w złym stanie technicznym i wymagają remontów lub całkowitej przebudowy. Odbiorcy ciepła byli do tej pory subsydiowani przez jednostki macierzyste. Po wydzieleniu kotłowni ze struktur tych jednostek, rozpoczęto dokładne analizowanie kosztów. W konsekwencji we wnioskach taryfowych występują bardzo duże wzrosty cen i stawek opłat pomimo, że proponowane ceny i stawki opłat są na relatywnie niskim poziomie. Odbiorcy ciepła, którzy do jeszcze do niedawna korzystali z subsydiowania nie odczuwali w budżetach domowych zbyt dużych kosztów związanych z ogrzewaniem budynków mieszkalnych, teraz jednak muszą płacić znacznie więcej za zużywane ciepło. Wywołuje to bardzo wiele napięć społecznych i przekonanie u części odbiorców, że płacą za wysokie rachunki za ciepło.

Koncepcja finansowania inwestycji przez stronę trzecią (tzw. firmy typu ESCO) jest efektem słabej kondycji ekonomicznej podmiotów zainteresowanych poprawą energochłonności bądź gruntowną modernizacją infrastruktury energetycznej. Działalność gospodarcza polegająca na wytwarzaniu, przesyłaniu i dystrybucji ciepła prowadzona jest na podstawie zawartych między stronami umów o czasowym przekazaniu do eksploatacji źródeł ciepła i sieci ciepłowniczych, które zawierają również ustalenia dotyczące zakresu planowanych prac modernizacyjnych, czasookresu trwania kontraktu oraz przewidywane z tego tytułu efekty oszczędnościowe. Dodatkowo w kontraktach zawarte są ogólne zasady czasowego prowadzenia eksploatacji kotłowni i sieci ciepłowniczych, uregulowania w zakresie dostaw ciepła do poszczególnych odbiorców oraz warunki prowadzenia rozliczeń. W okresie trwania kontraktu przedsiębiorstwo realizuje inwestycje polegające na:

- budowie ekologicznych kotłowni np. opalanych słomą,
- wymianie wyeksploatowanych kotłów wraz ze zmianą dotychczas stosowanego paliwa stałego na gaz przewodowy i olej opałowy,
- modernizacji sieci ciepłowniczych wraz z likwidacją nieczynnych odcinków.

Okres trwania kontraktu decyduje również o zwrocie poniesionych nakładów na modernizacje. Po wygaśnięciu okresu trwania kontraktu następuje nieodpłatne przekazanie zmodernizowanej kotłowni i sieci ciepłowniczych dotychczasowemu właścicielowi. Wadą tego typu kontraktów jest to, że wstępne ustalenia co do wysokości cen gwarantujących zwrot poniesionych nakładów są zbyt niskie w stosunku do tych jakie zgłaszane są do zatwierdzenia przez Prezesa URE zgodnie z zakresem udzielonych koncesji. Można przypuszczać, że wstępnie ustalone ceny były zaniżane w celu wygrania przetargu na wykonanie prac modernizacyjnych i eksploatację kotłowni. Ponadto, powodem wysokich wzrostów cen ciepła jest zaniżony we wstępnych umowach koszt zużycia paliwa oraz krótki okres zwrotu poniesionych nakładów inwestycyjnych. Pojawiają się również trudności w określeniu spodziewanych korzyści wynikających ze zmniejszenia ilości zużycia ciepła w stosunku do poziomu z okresu przed przystąpieniem do realizacji modernizacji.

Spółdzielnie mieszkaniowe znajdujące się w dużych aglomeracjach miejskich kupują ciepło od dystrybutorów ciepła, które jest wytwarzane w elektrociepłowniach czy ciepłowniach miejskich przez przedsiębiorstwa koncesjonowane. W przypadku mniejszych miejscowości ciepło jest produkowane w kotłowniach lokalnych. Spółdzielnie mieszkaniowe nie dysponują często personelem, który mógłby zajmować się eksploatacją kotłowni. W konsekwencji eksploatacja kotłowni lokalnych jest zlecana firmom do tego przystosowanym. Przedsiębiorstwa zajmujące się eksploatacją tego typu kotłowni uzyskują koncesje od Prezesa URE, a następnie wnioskują o zatwierdzenie taryfy dla ciepła. Lokalne kotłownie będące w zasobach spółdzielni mieszkaniowych są często wyeksploatowane i dlatego podpisywane są umowy cywilno-prawne na przeprowadzenie modernizacji kotłowni przez firmę, która będzie te kotłownie eksploatować. Podmioty te zaciągają kredyty, które następnie spłacają spółdzielnie mieszkaniowe. Istnieje niebezpieczeństwo, że takie przypadki mogą mieć miejsce. Spółdzielnie mieszkaniowe powinny dołożyć wszelkich starań, aby unikać tego typu sytuacji. Często jednak jest tak, że to odbiorca ogłasza nieograniczony publiczny przetarg, w wyniku którego decyduje sam, którego z dostawców wybierze i po jakiej cenie zakupi ciepło. Można w takim przypadku pokusić się o stwierdzenie, że takie przedsiębiorstwo (dostawca ciepła) będzie działało na lokalnym rynku konkurencyjnym.

Kolejnym, choć niezależnym od działań regulatora, jest problem rozliczeń ze swoimi członkami przez spółdzielnie mieszkaniowe, kupujące ciepło od koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Uogólniając, problem ów odnosi się do zarządców bądź właścicieli budynków wielolokalowych, którzy podobnie jak spółdzielnie mieszkaniowe ustalają zaliczki za ciepło, które winny opierać się na kosztach jakie same ponoszą w związku z zakupem ciepła od przedsiębiorstwa energetycznego. Praktyka wskazuje, że wysokość tych zaliczek niezmiernie rzadko jest odpowiednio kalkulowana i dostosowywana do kosztów ponoszonych w związku z zakupem ciepła. Stąd wydaje się, iż dyspozycja zawarta w przepisie art. 45a ust. 4 ustawy – Prawo energetyczne nie pozwala w sposób wystarczający chronić interesów rzeszy indywidualnych odbiorców ciepła w lokalach, którzy szukając wyjaśnień i ochrony często zwracają się do Prezesa URE ze skargami na wysokie opłaty za ciepło.

Do zadań własnych gminy w zakresie zaopatrzenia w ciepło należy, zgodnie z ustawą – Prawo energetyczne, planowanie i zaopatrzenie w ciepło na obszarze gminy. Funkcjonowanie zakładów komunalnych staje się dla zarządów miast i gmin coraz mniej wygodne, stąd też próbują znaleźć takie rozwiązanie, które z punktu widzenia mieszkańców byłoby najkorzystniejsze. Wielokrotnie dochodzi do sprzedaży większościowych udziałów w przedsiębiorstwie ciepłowniczym, które funkcjonuje na terenie danej gminy. Chętnych do nabycia majątku w postaci przedsiębiorstwa energetycznego nie brakuje. Często są to podmioty z kapitałem zagranicznym, ale także i podmioty krajowe, które w momencie nabycia deklarują posiadanie kapitału niezbędnego do zapewnienia prawidłowego funkcjonowania. Niestety, w niektórych przypadkach okazuje się, że mimo iż główny udziałowiec deklaruje posiadanie środków gwarantujących prawidłowe funkcjonowanie, brak zdolności kredytowych zmusza te podmioty do korzystania z drogich form finansowania niezbędnych inwestycji modernizacyjnych zapewniających dostawę ciepła np. w formie leasingu. Wysokie koszty mogą być wówczas bezpośrednio przerzucane na odbiorców ciepła, a trudno jest kwestionować takie koszty.

Polskie prawo przewiduje swobodny dostęp podmiotów gospodarczych do sieci, również ciepłowniczych (zasada TPA, dostęp strony trzeciej). Regulują to m.in. zapisy art. 4 i 7 ustawy – Prawo energetyczne oraz akty wykonawcze do ustawy. Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych określa termin uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych na zasadzie TPA. I tak 1 stycznia 2001 r. prawo do tego typu usług uzyskali odbiorcy, których wielkość rocznych zakupów jest nie mniejsza niż 5000 GJ. Takie zapotrzebowanie ciepła dotyczy przede wszystkim dużych spółdzielni mieszkaniowych.

W ciepłownictwie nie jest to jednak takie proste. Zrealizowanie zasady „dostępu strony trzeciej” może mieć ewentualnie miejsce w niewielu miastach, w których wytwarzanie ciepła odbywa się w kilku niezależnych źródłach ciepła. Na terenie objętym właściwością zachodniego oddziału terenowego występuje niewiele lokalnych rynków, na których mogłaby „zadziałać” zasada TPA. Konieczne jest bowiem, aby jedna sieć ciepłownicza (pierścieniowa) zasilana była przez kilku wytwórców ciepła. W sytuacji takiej ceny ciepła zawarte w taryfach tych przedsiębiorstw mogą okazać się zróżnicowane, co stanowi uzasadnienie próby skorzystania przez odbiorców z zasady TPA. Przed podpisaniem umowy z odbiorcą uprawnionym do skorzystania z dostępu do sieci konieczne jest spełnienie określonych wymogów. Warunki, po spełnieniu których przedsiębiorstwo sieciowe nie może odmówić zawarcia umowy o świadczenie usług przesyłowych zawiera § 15 rozporządzenia przyłączeniowego. Spełnienie tych warunków jest w praktyce bardzo trudne do realizacji ze względów technicznych i ekonomicznych. Dystrybutor ciepła funkcjonujący na takim rynku posiada taryfę dla ciepła, w której zgodnie z § 8 rozporządzenia taryfowego określony został w postaci algorytmu sposób ustalania cen za zamówioną moc cieplną oraz cen ciepła i nośnika ciepła stosowanych w rozliczeniach z odbiorcami przyłączonymi do sieci ciepłowniczej. Algorytm ten jest odzwierciedleniem udziału poszczególnych cen, które składają się na ostateczną średnią cenę stosowaną wobec odbiorcy końcowego. Skorzystanie przez uprawnionych odbiorców z zasady TPA spowoduje zmianę wartości współczynników określonych w algorytmie, a co za tym idzie zmianę wartości średniej ceny stosowanej wobec pozostałych odbiorców. Zgodnie z zapisami ustawy nie jest możliwe zawarcie umowy o świadczenie usług przesyłowych z odbiorcami w celu uzyskania przez nich korzyści ekonomicznych kosztem pozostałych odbiorców przyłączonych do sieci, którzy musieliby ponosić wyższe opłaty za ciepło.


[ Rozdział 3. Proceduralno-metodyczne problemy taryfowania przedsiębiorstw ciepłowniczych w gdańskim Północnym Oddziale Terenowym ] [ Spis treści ] [ Rozdział 3. Dylemat – ochrona środowiska a ceny i stawki opłat w lubelskim Wschodnim Oddziale Terenowym ]
Data publikacji : 19.08.2005

Opcje strony

do góry