Urząd Regulacji Energetyki 3.7 Regulacja przedsiębiorstwa produkującego ciepło w skojarzeniu z energią elektryczną – wytwórca i dystrybutor w jednej strukturze w łódzkim Środkowozachodnim Oddziale Terenowym - Ciepłownictwo - stan, taryfowanie, problemy -

System ciepłowniczy tego przedsiębiorstwa należy do największych w Europie, a jego wydajność jest większa od wydajności krajowych systemów Szwajcarii, Włoch, Islandii, Norwegii, czy Słowacji²⁾. Podstawę systemu tworzy zespół, który działalność gospodarczą w zakresie: wytwarzania energii elektrycznej (WEE) i ciepła (WCC), przesyłania i dystrybucji ciepła (PCC) oraz obrotu ciepłem (OCC) prowadzi na podstawie odpowiednich koncesji udzielonych przez Prezesa URE. W skład zespołu wchodzą trzy elektrociepłownie (trzy źródła ciepła) o łącznej mocy osiągalnej: elektrycznej – 500 MW_e, i cieplnej – 2697 MW_t. Źródła i odbiorcy ciepła połączeni są systemem sieci przesyłowej ciepła w postaci gorącej wody i pary technologicznej o łącznej długości 779 km, eksploatowanym i zarządzanym przez zakład sieci cieplnej, do którego obowiązków należy również obsługa 7873 sztuk węzłów cieplnych zasilanych z tych sieci. Tak więc rozpatrywane przedsiębiorstwo łączy w sobie działalność wytwórcy i dystrybutora ciepła oraz wytwórcy energii elektrycznej.

W 2001 r. podstawowe wyniki sprzedaży wykonane zostały na poziomie: 1 744 624 MWh energii elektrycznej, 16 674 497 GJ ciepła w tym: 14 972 951 GJ w gorącej wodzie, a 1 701 546 GJ w parze technologicznej przy sprawności wytwarzania energii elektrycznej i ciepła na poziomie ok. 85%. Wyniki finansowe przedsiębiorstwa w latach 1998-2001 (okresów taryfowania) przedstawiają rysunki 1 i 2.

Za połączeniem w jednym przedsiębiorstwie elektrociepłowni (wytwórcy ciepła i energii elektrycznej) oraz zakładu sieci cieplnej (dystrybutora ciepła) przemawiają zarówno argumenty teoretyczne, jak i praktyczne. Nie ulega żadnej wątpliwości, że system cieplny tworzą takie główne jego składowe, jak źródła wytwarzania (elektrociepłownie), sieć cieplna i odbiorcy ciepła. Nie ma możliwości dostarczania ciepła odbiorcom bez istnienia dwóch pozostałych elementów systemu i odpowiedniej współpracy między nimi. Aby odbiorcy ciepła mogli otrzymywać ciepło na najbardziej korzystnych warunkach, np. po relatywnie niskiej cenie, wytwarzanie i dystrybucja winny podlegać wspólnej, jednoczesnej regulacji i optymalizacji. Ponadto wytwórca ciepła, „niejako przy okazji”, produkuje energię elektryczną w skojarzeniu, którą może sprzedawać do krajowego systemu elektroenergetycznego poprzez sieć lokalnego zakładu energetycznego, do której jest przyłączony, co generuje dodatkowe przychody dla przedsiębiorstwa energetycznego.

Rys. 3.1 Trendy przychodów ze sprzedaży i kosztów działalności dla analizowanego przedsiębiorstwa energetycznego

Rys. 3.2 Trend zysku netto dla analizowanego przedsiębiorstwa energetycznego

Źródło: Opracowanie własne.

W praktyce oznacza to, że tak skonsolidowane przedsiębiorstwo ciepłownicze ma możliwości:³⁾

• łatwiejszego zoptymalizowania sterowania systemem ciepłowniczym i przejście od sterowania jakościowego do sterowania ilościowo-jakościowego, co pozwala zaspokoić te same potrzeby cieplne przy zmniejszeniu produkcji ciepła o ok. 20%,
• rozszerzenia zakresu wymienialności obszarów zasilania, a tym samym zminimalizowania wielkości rezerw mocy cieplnej koniecznych do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego systemu ciepłowniczego,
• utrzymywania ruchu urządzeń wytwórczych, w okresie letnim, poniżej ich minimum technicznego w sposób znacznie prostszy niż w przypadku rozdzielnego zarządzania systemem, co skutkuje zmniejszeniem nakładów inwestycyjnych i kosztów eksploatacyjnych,
• zgromadzenia większych środków na inwestycje oraz zracjonalizowania i zhierarchizowania programów inwestycyjnych, co zapewnia większą efektywność inwestowania,
• zmodernizowania systemów ciepłowniczych w celu ograniczenia ich przewymiarowania, przy jednoczesnym zwiększeniu działań marketingowych mających za zadanie zwiększenie liczby przyłączeń nowych odbiorców,
• stosowania ekonomicznego rozdziału obciążeń w celu uruchomienia najkorzystniejszych, przy ustalonym zapotrzebowaniu na ciepło, elektrociepłowni do produkcji w skojarzeniu (o najniższych kosztach zmiennych wytwarzania), co wymaga odpowiednich zmian wielkości przepływów wody sieciowej, a zatem bieżącej i efektywnej współpracy wytwórcy i dystrybutora,
• znacznego zmniejszenia kosztów ogólnozakładowych.

Układ organizacji wewnętrznej przedsiębiorstwa, łączący od 1990 r. działające na terenie miasta 4 elektrociepłownie (od roku 2000 trzy elektrociepłownie) oraz zakład sieci cieplnej, w jedno przedsiębiorstwo energetyczne (wytwórca ciepła i energii elektrycznej produkowanych w skojarzeniu oraz dystrybutor ciepła w strukturze jednego przedsiębiorstwa), jest rozwiązaniem unikalnym w skali kraju dla elektrociepłowni zawodowych. Pozwala na uzyskiwanie przez przedsiębiorstwo omówionych wyżej korzyści, zarówno w działalności rozwojowej, jak i eksploatacyjnej, ale jednocześnie rodzi określone trudności regulacyjne szczególnie w zakresie stanowienia taryf. Poniżej przedstawiono doświadczenia oddziału w zakresie zatwierdzania taryf dla ciepła i energii elektrycznej analizowanego przedsiębiorstwa energetycznego.

Pierwszy rok taryfowania był okresem zdobywania doświadczeń. Wniosek przedsiębiorstwa energetycznego wpłynął do Środkowozachodniego Oddziału Terenowego URE z siedzibą w Łodzi w dniu 15 stycznia 1999 r. i nie zawierał uchybień formalnych. Przystąpiono więc do merytorycznej oceny przedłożonego wniosku. Podstawę prawną oceny wniosku stanowiły: – ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 54, poz. 348 z późn. zm.), oraz trzy rozporządzenia Ministra Gospodarki taryfowe dla energii elektrycznej ⁴⁾, taryfowe dla ciepła⁵⁾ i przyłączeniowe dla ciepła⁶⁾. Zgodnie z ówczesną właściwością rzeczową dyrektor oddziału został upoważniony przez Prezesa URE do wydawania decyzji administracyjnych w sprawach zatwierdzania lub odmowy zatwierdzania taryf dla ciepła, natomiast taryfy dla energii elektrycznej zatwierdzał Departament Taryf URE, co zdecydowanie skomplikowało proces taryfowania. Konieczne stały się bezpośrednie konsultacje oraz wymiana materiałów taryfowych i informacji między departamentem a oddziałem.

Zgodnie z rozporządzeniem taryfowym dla ciepła do wyliczeń bazowych cen i stawek opłat za ciepło, przyjęto koszty uzasadnione, poniesione przez przedsiębiorstwo energetyczne w ciągu ostatnich 12 miesięcy kalendarzowych poprzedzających opracowanie taryfy tj. za okres od 1 października 1997 r. do 30 września 1998 r. Wydzielenie kosztów dla ciepła było utrudnione ze względu na gospodarkę skojarzoną. Przedsiębiorstwo energetyczne, przy opracowaniu pierwszej taryfy dla ciepła, dla dokonania podziału kosztów między energię cieplną i elektryczną zastosowało metodę produkcji sprzężonej polegającą na tym, że z tych samych surowców, przy użyciu tego samego aparatu wytwórczego produkowanych jest kilka wyrobów. Proces produkcyjny prowadzony jest dla wytworzenia jednego (głównego) produktu (w tym przypadku ciepła), więc wszystkie poniesione koszty dotyczyły ciepła. Powstałe w toku produkcji inne produkty (energia elektryczna) pomniejszają te koszty o wartość ich sprzedaży. Był to bardzo skomplikowany sposób podziału kosztów rodzący określone trudności w ich prawidłowym określeniu i ocenie jako uzasadnione.

Pierwsza taryfa dla ciepła, przedstawiona przez przedsiębiorstwo energetyczne do zatwierdzenia przez Prezesa URE przewidywała 12% wzrost opłat dla odbiorców. Uzasadnieniem dla tak dużego wzrostu opłat za ciepło była m.in. konieczność realizacji zadań wynikających z decyzji koncesyjnej udzielonej przez Prezesa URE, która zobowiązywała przedsiębiorstwo energetyczne do wprowadzenia automatyki w węzłach cieplnych i instalacji układów pomiarowo-rozliczeniowych. Zmierzając do równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców, podjęto decyzję o ograniczeniu tego wzrostu poprzez ustalenie współczynnika korekcyjnego w innej wysokości niż wnioskowało o to przedsiębiorstwo energetyczne.

Postanowieniem z dnia 17 lutego 1999 r. Prezes URE zobowiązał przedsiębiorstwo energetyczne do przeliczenia cen i stawek opłat zawartych w taryfie wg wyznaczonej wartości współczynnika korekcyjnego. Stosownie do wydanego postanowienia przedsiębiorstwo energetyczne przedłożyło do zatwierdzenia nową wersję taryfy. Wartość zaproponowanego współczynnika korekcyjnego zapewniała przedsiębiorstwu energetycznemu osiągnięcie zysku w wysokości umożliwiającej zrealizowanie inwestycji modernizacyjnych, wynikających z decyzji koncesyjnych oraz pozwoliła na ograniczenie wzrostu cen i stawek opłat do wysokości 10,7%. Cena ciepła ustalona w pierwszej taryfie dla ciepła w postaci jednoczłonowej (wytwarzanie i przesyłanie) wynosiła 26,15 zł/GJ (netto), zaś dla energii elektrycznej 110,34 zł/MWh (netto), co w sposób graficzny przedstawiono na rys. 3.3 i 3.4.

Rys. 3.3 Średnioważone ceny ciepła i stawki opłat za usługi przesyłowe analizowanego przedsiębiorstwa w [zł/GJ]

Rys. 3.4 Cena energii elektrycznej w pełnym skojarzeniu analizowanego przedsiębiorstwa w [zł/MWh]

Źródło: Opracowanie własne.

Podstawy prawne rozpatrywania drugiego wniosku taryfowego dla ciepła (z marca 2000 r.) nie uległy generalnym zmianom. Tak jak poprzednio taryfy dla ciepła były zatwierdzane przez oddziały terenowe, a taryfy dla energii elektrycznej zatwierdzał Departament Taryf URE. Metoda podziału kosztów na ciepło i energię elektryczną oraz sposób podziału kosztów ogólnozakładowych były takie same jak w przypadku pierwszej taryfy. Mając za sobą doświadczenia wynikające z rozpatrywania pierwszego wniosku taryfowego i znajomość przedsiębiorstwa, wszystkie uchybienia merytoryczne zostały szybko wyjaśnione i usunięte. Jednak niezależnie od powyższego, decyzja zatwierdzająca taryfę dla ciepła wydana została po upływie 2 miesięcy od daty wpłynięcia wniosku o zatwierdzenie taryfy. Bezpośredni wpływ na czas trwania prowadzonego postępowania miał udział organizacji społecznej w tym postępowaniu.

Postanowieniem Prezesa URE z dnia 23 marca 2000 r. (na podstawie art. 31 §1 pkt 2 ustawy z dnia 14 czerwca 1960 r. Kodeks postępowania administracyjnego⁷⁾, zwanej dalej Kpa) do udziału w postępowaniu – na prawach strony – została dopuszczona organizacja społeczna – Stowarzyszenie Odbiorców Dóbr Komunalnych Budownictwa Indywidualnego zwane dalej „Stowarzyszeniem”. Zwrócić należy uwagę na to, że art. 31 Kpa ma zastosowanie wówczas, kiedy wszczyna się lub prowadzi postępowanie w „sprawie drugiej osoby”, a organizacja społeczna zabiega o udział w tym postępowaniu z powodów, które nie kwalifikują jej jako strony tego postępowania w rozumieniu art. 28 Kpa. Zgodnie z art. 31 §1 pkt 2 Kpa organizacja społeczna może w sprawie dotyczącej innej osoby występować z żądaniem dopuszczenia jej do udziału w postępowaniu jeżeli jest to uzasadnione celami statutowymi tej organizacji i gdy przemawia za tym interes społeczny. Tak więc cel statutowy organizacji społecznej jest elementem legitymującym żądania organizacji, a drugim występującym z nim łącznie jest zgodność tego żądania z interesem społecznym.

W toku prowadzonego postępowania „Stowarzyszenie” nie przedstawiało żadnych uwag merytorycznych w sprawach dotyczących zatwierdzanej taryfy, a jedynie kwestionowało wysokość cen i stawek opłat dotyczących wyłącznie grupy taryfowej, do której należeli zainteresowani. Pracownik oddziału rozpatrujący wniosek o zatwierdzenie taryfy dla ciepła był zmuszony udzielać przedstawicielom „Stowarzyszenia” wyjaśnień dotyczących podstawowych zagadnień prawnych i ekonomicznych. Po wyjaśnieniu wszystkich wątpliwości przedstawicielom „Stowarzyszenia”, oddział zakończył postępowanie administracyjne i wydał decyzję zatwierdzającą drugą taryfę dla ciepła. Cena ciepła w postaci jednoczłonowej (wytwarzanie i przesyłanie łącznie) ustalona została w wysokości netto 28,29 zł/GJ, a cena energii elektrycznej ustalona została w wysokości netto 126 zł/MWh (por. rys. 3.3 i 3.4). Od decyzji zatwierdzającej taryfę dla ciepła „Stowarzyszenie” wniosło odwołanie, które zostało przez Sąd Okręgowy w Warszawie – Sąd Antymonopolowy wyrokiem z dnia 25 czerwca 2001 r. oddalone (sygn. akt XVII Ame 45/00).

Dopuszczenie „Stowarzyszenia” do udziału w postępowaniu taryfikacyjnym znacznie utrudniło tok postępowania. Ustawa – Prawo energetyczne nie zawiera unormowania nakładającego na Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki obowiązek dopuszczenia organizacji społecznej do udziału w procesie regulacyjnym, jakim jest postępowanie w sprawie zatwierdzenia taryfy dla ciepła, energii elektrycznej lub gazu. Wspomniany akt prawny nie definiuje też pojęcia organizacji społecznej ani jej roli w procesie taryfowania. Zasadne było zatem – po złożeniu przez organizację społeczną wniosku o dopuszczenie jej do udziału w postępowaniach taryfowych na prawach strony – odwołanie się w tym zakresie do unormowań Kpa, który stwierdza, w art. 5 § 2 pkt 5, że „ilekroć w przepisach Kpa jest mowa o organizacjach społecznych – rozumie się przez to organizacje zawodowe, samorządowe, spółdzielcze i inne organizacje społeczne”.

W związku z powyższym „Stowarzyszenie” – jako organizacja społeczna – uczestniczyło na prawach strony w postępowaniu administracyjnym w sprawie zatwierdzenia II taryfy dla ciepła, gdyż udział taki jawił się jako uzasadniony celami statutowymi oraz niepozostający w sprzeczności z szeroko rozumianym interesem społecznym. Praktyka pokazała jednak, że dopuszczona do udziału w postępowaniu taryfowym organizacja społeczna reprezentowała wyłącznie partykularny interes wąskiej grupy odbiorców ciepła (kilkunastu odbiorców ciepła zrzeszonych w ww. Stowarzyszeniu), oraz utrudniała i przedłużała proces zatwierdzenia taryfy ponad termin 30-dniowy, wyznaczony ustawą. „Stowarzyszenie” przedstawiało aktualne potrzeby i interes faktyczny niewielkiej grupy podmiotów, ściślej ujmując ich interes ekonomiczny, a nie szeroko rozumiany interes społeczny. Było to zatem działanie na rzecz grupy podmiotów, a nie działalność o charakterze ogólnospołecznym8).

W sprawie, której przedmiotem jest zatwierdzenie albo odmowa zatwierdzenia taryfy (jak w każdej sprawie administracyjnej) Prezes Urzędu Regulacji Energetyki winien działać wnikliwie i szybko, posługując się możliwie najprostszymi środkami prowadzącymi do jej załatwienia (por. art. 12 § 1 Kpa). Organ ten nie ma też ustawowego obowiązku zatwierdzenia taryf po konsultacjach z organizacjami społecznymi bądź po dopuszczeniu tych organizacji do udziału w postępowaniu administracyjnym na prawach strony. W ramach obowiązującego porządku prawnego, ustawodawca właśnie Prezesa URE uczynił nadzorcą i obrońcą interesu społecznego, który równoważy interesy dostawców i odbiorców paliw oraz energii, poprzez zatwierdzenie taryf, zapewniających pokrycie tylko uzasadnionych kosztów działalności przedsiębiorstwa energetycznego i chroniących interesy odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen (por. art. 45 i 47 cyt. ustawy – Prawo energetyczne). Dlatego też, przy zatwierdzaniu kolejnej, trzeciej taryfy dla ciepła, Prezes URE wydał postanowienie, w którym odmówił dopuszczenia tej organizacji społecznej do udziału w postępowaniu taryfowym, a organizacja społeczna nie wniosła zażalenia na to postanowienie do Sądu Okręgowego w Warszawie – Sądu Antymonopolowego.

W trzecim roku taryfowania zmianie uległy rozporządzenia wykonawcze stanowiące podstawę ustalania taryf dla ciepła i energii elektrycznej. Podstawowe znaczenie miały trzy nowe rozporządzenia Ministra Gospodarki: taryfowe dla energii elektrycznej9) i ciepła10) oraz rozporządzenie o obowiązku zakupu energii elektrycznej ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz wytwarzanej w skojarzeniu11).

Cenę energii elektrycznej wytworzonej w pełnym skojarzeniu liczy się według algorytmu uwzględniającego: średnią cenę energii elektrycznej wytworzonej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym w jednostkach wytwórczych kondensacyjnych, współczynnik korekcyjny określający projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz wskaźnik inflacji zgodnie ze wzorem:

C_s=C_k[1+(RPI_n-1-X_n)/100]+1,5*Sz_Vn+1 (1)

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Natomiast planowane koszty wytwarzania, przetwarzania i magazynowania ciepła wytwarzanego w skojarzeniu z energią elektryczną w przedsiębiorstwach energetycznych, do których stosuje się obowiązek zakupu energii elektrycznej (pełne skojarzenie) oblicza się jako różnicę między łącznymi planowanymi kosztami prowadzenia działalności łącznie w zakresie wytwarzania, przetwarzania oraz magazynowania ciepła i energii elektrycznej wraz z kosztami modernizacji i rozwoju oraz ochrony środowiska w danym źródle ciepła, a przychodem z tytułu sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu, zgodnie ze wzorem:

K_c=K_ec-E_s*C_s (2)

gdzie:

Na podstawie tak określonych kosztów i zweryfikowanych jako uzasadnione, obliczane są jednostkowe koszty oraz ustalane ceny i stawki opłat dla ciepła dla pierwszego roku stosowania taryfy. Należy podkreślić, że obie taryfy dla energii elektrycznej i ciepła dla źródeł, w których występuje kogeneracja, należy ustalać dla tego samego, jednakowego okresu regulacji.

W 2001 r. oddział terenowy po raz pierwszy zatem rozpatrywał wniosek przedsiębiorstwa energetycznego w sprawie zatwierdzenia taryfy dla energii elektrycznej. Wniosek ten był rozpatrywany równocześnie z wnioskiem o zatwierdzenie taryfy dla ciepła. Cena energii elektrycznej wytwarzanej w pełnym skojarzeniu z ciepłem nie była ustalana w oparciu o koszty działalności przedsiębiorstwa energetycznego lecz zgodnie z formułą (1) opartą o cenę energii elektrycznej produkowanej w jednostkach wytwórczych kondensacyjnych C_k oraz składnik zmienny stawki sieciowej Sz_Vn+1 przedsiębiorstwa energetycznego, do którego sieci ta jednostka jest przyłączona. Ten ostatni składnik podwyższający tak obliczoną cenę w zależności od wartości napięcia, na którym energia elektryczna ze skojarzenia jest dostarczana do sieci jest mocno dyskusyjny i budzi szereg wątpliwości, bowiem niewiele ma wspólnego z jej wytwarzaniem. W formule (1), dla każdego roku, ulega zmianie cena energii produkowanej w kondensacji, wskaźnik inflacji oraz składnik zmienny stawki sieciowej. Stwarza to niepotrzebne komplikacje przy ustalaniu cen energii ze skojarzenia, powoduje konieczność zatwierdzania taryf tylko na rok, stwarza przymus stosowania regulacji indywidualnej dla wytwarzania energii elektrycznej w elektrociepłowniach.₁₂₎ Należy również zwrócić uwagę na brak spójności dwóch rozporządzeń taryfowych – elektrycznego i cieplnego, dotyczący sposobów obliczania cen i stawek opłat dla energii elektrycznej i ciepła. Rozporządzenie taryfowe dla ciepła, sposób kalkulacji cen i stawek opłat opiera na historycznych wielkościach sprzedaży z roku kalendarzowego poprzedzającego pierwszy rok stosowania taryfy, natomiast w rozporządzeniu taryfowym dla energii elektrycznej bazą obliczeń cen i stawek opłat jest planowana wielkość sprzedaży na rok obowiązywania taryfy.₁₃₎ W przypadku elektrociepłowni, gdzie przebieg zmienności wytwarzanej energii elektrycznej głównie zależy od zmian obciążenia cieplnego (zapotrzebowania na ciepło) taka niespójność ma zasadnicze znaczenie.

Przy zatwierdzaniu taryf niepokój budził brak ceny C_k oraz składnika zmiennego stawki sieciowej Sz_Vn+1, która powinna wynikać z nowych taryf PSE S.A. oraz z nowych taryf przedsiębiorstw sieciowych, mających obowiązywać od 1 lipca 2001 r. Ze względu na zbliżający się termin wdrożenia nowych taryf dla energii elektrycznej przyjęto Sz_Vn+1 z obowiązującej w tym czasie taryfy PSE S.A. w wysokości 2,45 zł/MWh, natomiast Sz_Vn+1 dla spółek dystrybucyjnych przyjęto w jednej wysokości 4,60 zł/MWh. Należy podkreślić, że zgodnie ze stanowiskiem Ministra Gospodarki obliczanie sprawności przetwarzania energii chemicznej paliwa brutto łącznie na energię elektryczną i ciepło dokonuje się dla poszczególnych jednostek wytwórczych, a nie dla całego przedsiębiorstwa. Osiągnięcie sprawności równej lub wyższej niż 65% powoduje obowiązek zakupu z tych jednostek wytwórczych wytworzonej energii elektrycznej, a zatem zgodnie ze stanowiskiem Prezesa URE konieczność taryfikacji. W przypadku osiągnięcia sprawności niższej obowiązku zakupu nie ma i sprzedaż wytworzonej energii elektrycznej musi nastąpić na rynku konkurencyjnym. Po przeprowadzeniu postępowania administracyjnego, Prezes URE zaakceptował propozycję oddziału i zatwierdził taryfę dla energii elektrycznej dla WN w wysokości 134,56 zł/MWh, dla SN i nN w wysokości 135,76 zł/MWh (por. rys. 3.4).

Ustalenie ceny dla energii elektrycznej miało bezpośredni wpływ na ustalenie ceny ciepła, bowiem zgodnie ze wzorem (2) po wyliczeniu przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej można było ustalić koszty przypadające na wytwarzanie ciepła. Ceny ciepła określone na podstawie tak ustalonych kosztów powodowały wzrost opłat dla odbiorców o 6,2%. Uwzględniając zatwierdzoną cenę dla energii elektrycznej oraz zmierzając do równoważenia interesów odbiorców i przedsiębiorstw energetycznych, wezwano przedsiębiorstwo energetyczne do skorygowania cen ciepła przy zastosowaniu współczynnika korekcyjnego X_w = 3,35%. Uzasadniono to tym, że plan inwestycyjny przedsiębiorstwa na lata 2001-2003 nadmiernie obciążał koszty wytwarzania ciepła. Po przeliczeniu cen i stawek opłat dla ciepła, zgodnie z wezwaniem, przedsiębiorstwo energetyczne przedłożyło do zatwierdzenia nową taryfę, która skutkowała 4,8% wzrostem opłat dla odbiorców. Cena ciepła w postaci jednoczłonowej (wytwarzanie łącznie z przesyłaniem) zatwierdzona w trzeciej taryfie wynosiła 30,32 zł/GJ (por. rys. 3.3).

Należy podkreślić, że nowe rozporządzenia taryfowe dla ciepła i energii elektrycznej w stosunku do poprzednio obowiązujących przepisów wprowadziły szereg zmian dotyczących zasad kształtowania i kalkulacji cen i stawek opłat, z których najważniejsze to:

• ustalanie cen energii elektrycznej w oparciu o uproszczoną metodę kosztów unikniętych¹⁴⁾,
• ustalanie cen i stawek opłat dla ciepła na podstawie uzasadnionych planowanych rocznych kosztów prowadzenia działalności gospodarczej w tym zakresie i planowanych rocznych kosztów modernizacji i rozwoju oraz kosztów realizacji inwestycji z zakresu ochrony środowiska,
• obliczanie średnich wskaźnikowych cen ciepła, średnich wskaźnikowych stawek opłat za usługi przesyłowe i średnich wskaźnikowych stawek opłat za obsługę odbiorców dla pierwszego roku stosowania taryfy oraz dla roku kalendarzowego poprzedzającego pierwszy rok stosowania taryfy,
• wprowadzenie współczynników korekcyjnych, określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa oraz zmianę warunków prowadzenia przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej,
• dopuszczenie przy ustalaniu cen i stawek opłat uwzględnienia zysku, którego wysokość wynika z analizy nakładów na przedsięwzięcia inwestycyjne ujęte w planie inwestycyjnym przedsiębiorstwa, przy uwzględnieniu ochrony interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen,
• wprowadzenie przy obliczaniu jednostkowych kosztów wytwarzania ciepła współczynnika redukcyjnego kosztów stałych, którego wartość zależy od stopnia wykorzystania zainstalowanej mocy cieplnej,
• wprowadzenie dwóch składników opłaty za usługi przesyłowe – wyodrębnienie w taryfie stawki opłat stałych i stawki opłat zmiennych za usługi przesyłowe.

Nowelizacja prawa energetycznego i zmiana rozporządzeń wykonawczych do niego spowodowały zmiany zasad taryfikacji przedsiębiorstw energetycznych. Z tego względu ceny i stawki opłat dla poszczególnych grup taryfowych z pierwszej i drugiej taryfy są nieporównywalne z cenami i stawkami opłat zawartymi w trzeciej taryfie. Stanowi to kolejną trudność w ocenie skutków regulacji.

Z przeprowadzonych rozważań wynika, że regulacja przedsiębiorstw energetycznych wytwarzających ciepło w skojarzeniu z energią elektryczną stwarza szereg problemów regulacyjnych. Wynikają one przede wszystkim z:

• aktualnie obowiązujących przepisów Prawa energetycznego i rozporządzeń wykonawczych określających sposób taryfowania tych przedsiębiorstw, przy czym podstawowe znaczenie mają:

  -	zmiany w sposobie określenia metody podziału kosztów działalności przedsiębiorstwa na koszty wytwarzania energii elektrycznej i ciepła (metoda fizyczna, produkcji sprzężonej, czy też metoda kosztów unikniętych),
  -	częste nowelizacje Prawa energetycznego i rozporządzeń taryfowych, które np. zmieniając sposób kalkulacji cen i stawek opłat uniemożliwiają ich porównywanie w poszczególnych taryfach,
  -	niespójność obu rozporządzeń taryfowych dla energii elektrycznej i ciepła w zakresie przyjęcia do kalkulacji taryf planowanej, bądź też historycznej (wykonanej) wielkości sprzedaży,
  -	kontrowersyjny sposób określania ceny energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu,
  -	brak w Prawie energetycznym bezpośrednich uregulowań dotyczących dopuszczenia do udziału w postępowaniu taryfikacyjnym organizacji społecznej, chociaż istnieje w tej mierze ustalona linia orzecznicza Sądu Antymonopolowego,

• unormowań zawartych w rozporządzeniu o obowiązku zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z ciepłem, które powodują konieczność niepotrzebnego stosowania regulacji ekonomicznej (taryfowania) wobec producentów takiej energii, mimo że pozostali wytwórcy energii elektrycznej działają już na rynku konkurencyjnym.

Natomiast korzystnym dla przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem jest połączenie w jego strukturze wytwarzania ciepła z przesyłaniem i dystrybucją ciepła. Pozwala to na wykorzystanie efektu synergii, uzyskanie wymiernych korzyści w działalności rozwojowej i eksploatacyjnej, umożliwia wprowadzenie jednej taryfy dla ciepła zawierającej wszystkie ceny i stawki opłat, a dla odbiorcy skutkuje zmianą cen i stawek opłat nie częściej niż raz w roku. Biorąc pod uwagę przedstawione uwarunkowania należy stwierdzić, że połączenie w strukturze jednego przedsiębiorstwa energetycznego wytwórcy energii elektrycznej i ciepła oraz dystrybutora ciepła pozwala uprościć procedurę taryfikacji, a regulatorowi w sposób bardziej kompleksowy i optymalny regulować działalność tego przedsiębiorstwa.

Zawarta w obecnych przepisach metoda podziału kosztów w elektrociepłowniach (metoda kosztów unikniętych) odnosi się w zasadzie do sytuacji, gdy w systemie elektroenergetycznym występuje deficyt mocy i konieczna byłaby budowa nowych elektrowni.¹⁵⁾ W obecnej sytuacji nadwyżki mocy elektrycznej w systemie interpretacja metody kosztów unikniętych powinna wynikać z warunków rynkowych, a nie z obowiązku zakupu narzuconego przez rozporządzenie Ministra Gospodarki. W związku z tym powinno dążyć się do wypracowania właściwego sposobu wyznaczania cen energii elektrycznej, produkowanej w skojarzeniu (na świecie znanych jest wiele takich sposobów), opartego na metodzie kosztów unikniętych, ponieważ wszystkie pozostałe metody podziału kosztów traktują elektrociepłownie jako obiekt wyizolowany, bez uwarunkowań wynikających z przyłączenia ich do systemu elektroenergetycznego. Przy czym jako koszt uniknięty należałoby przyjąć koszt określony przez ofertę elektrowni kondensacyjnej wypartą przez elektrociepłownie ze zbioru ofert sprzedaży (stosu) na rynku bilansującym. Umożliwiłoby to funkcjonowanie elektrociepłowni na konkurencyjnym rynku energii.

Tymczasem bezwarunkowy obowiązek zakupu energii elektrycznej produkowanej w pełnym skojarzeniu stawia wytwórców takiej energii w uprzywilejowanej pozycji na rynku energii elektrycznej. Nie skłania ich do obniżania kosztów własnych, niezależnie bowiem od struktury i wielkości tych kosztów, jeżeli będą to tylko koszty uzasadnione, energia elektryczna produkowana w skojarzeniu musi zostać zakupiona. Będzie to jednocześnie wzmacniać siłę rynkową tych wytwórców na lokalnych rynkach energii. Korzystne uregulowanie prawne dla wytwórców produkujących energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem, uprzywilejowana pozycja na rynku energii elektrycznej, silna pozycja monopolistyczna na lokalnych rynkach ciepła, obowiązek zakupu energii elektrycznej z kogeneracji – wszystko to wzmogło zainteresowanie inwestorów zagranicznych prywatyzacją tego typu przedsiębiorstw energetycznych.