Urząd Regulacji Energetyki

https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/publikacje/seria-wydawnicza-bibli/jaki-model-rynku-energ/1200,22-Strategia-urynkowienia.html
2020-10-23, 07:19

2.2 Strategia urynkowienia

Autor: Witold Cherubin

W poprzednim systemie gospodarczym ceny nie były powiązane z faktycznymi kosztami bieżącej działalności i niezbędnego rozwoju przedsiębiorstw. Następstwem tego była konieczność dotowania przedsiębiorstw lub całych działów sektora energii, co prowadziło do obniżenia efektywności gospodarowania i zniekształcenia mechanizmów ekonomicznych, a zwłaszcza roli cen w procesie sterowania gospodarką energetyczną. Do niedawna była to wyłączna domena państwa, jako właściciela przedsiębiorstw energetycznych, który jednocześnie regulował zasady prowadzenia działalności gospodarczej i cenotwórstwa w tym sektorze. Państwo ustalało ceny nośników energii oraz określało rozwój i finansowało inwestycje rozwojowe i modernizacyjne we wszystkich działach sektora energii.

W wyniku zmiany systemu gospodarczego, zgodnie z ustawą z 8 marca 1990 r. o samorządzie terytorialnym16), zaopatrzenie w ciepło zaliczone zostało do zadań własnych gmin. Jednocześnie ustawa z 10 maja 1990 r. – Przepisy wprowadzające ustawę o samorządzie terytorialnym i ustawę o pracownikach samorządowych17) nałożyła obowiązek komunalizacji (przejęcia przez gminy) mienia państwowych przedsiębiorstw ciepłowniczych, dla których organami założycielskimi były terenowe organy administracji państwowej (stopnia wojewódzkiego lub podstawowego) oraz zobowiązała rady gmin do podjęcia uchwał w sprawie wyboru form organizacyjno-prawnych prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w ciepło.

Wśród wytwórców ciepła, oprócz państwowych przedsiębiorstw ciepłowniczych, dla których organami założycielskimi były terenowe organy administracji państwowej, istniały wówczas, w momencie zapoczątkowania transformacji, także państwowe przedsiębiorstwa, dla których organem założycielskim był Minister Przemysłu i Handlu. Przedsiębiorstwa te eksploatowały elektrociepłownie, ciepłownie i sieci ciepłownicze należące do Skarbu Państwa.

W wyniku dotychczas przeprowadzonych przekształceń powstały następujące rodzaje ciepłowniczych przedsiębiorstw energetycznych:

  • przedsiębiorstwa zaopatrujące odbiorców w ciepło na terenie części województwa lub jednego miasta, funkcjonujące na podstawie przepisów ustawy o przedsiębiorstwach państwowych,
  • przedsiębiorstwa zaopatrujące odbiorców w ciepło na terenie województwa, działające jako spółki należące do Skarbu Państwa (gminy nie przejęły majątku państwowych przedsiębiorstw ciepłowniczych),
  • wielobranżowe przedsiębiorstwa gospodarki komunalnej i mieszkaniowej, działające na terenie jednego miasta w oparciu o przepisy ustawy o przedsiębiorstwach państwowych, które wykonują różne usługi komunalne, w tym również w zakresie zaopatrzenia w ciepło oraz eksploatacji budynków należących do gminy,
  • wielobranżowe zakłady budżetowe stanowiące jednostki organizacyjne zarządu gminy, nie posiadające osobowości prawnej, które wykonują różne usługi komunalne, w tym również w zakresie zaopatrzenia w ciepło,
  • jednobranżowe zakłady budżetowe stanowiące jednostki organizacyjne zarządu gminy, nie posiadające osobowości prawnej, które zaopatrują odbiorców w ciepło,
  • związki komunalne utworzone przez kilka gmin w celu wspólnej realizacji zadań w zakresie zaopatrzenia w ciepło, najczęściej stosowaną formą prawno-organizacyjną działalności gospodarczej w tym zakresie są spółki prawa handlowego (przeważnie spółki z o.o., rzadziej spółki akcyjne),
  • jednobranżowe lub wielobranżowe spółki prawa handlowego stanowiące własność gmin, które zostały utworzone przez gminy w celu eksploatacji należącego do gmin majątku ciepłowniczego (źródeł ciepła, sieci ciepłowniczych, węzłów cieplnych i instalacji odbiorczych między węzłami grupowymi i obiektami lub budynkami); najczęściej są to spółki z o.o., z którymi zarząd gminy zawarł umowy na dzierżawę i eksploatację majątku ciepłowniczego (w spółkach wielobranżowych umowy te dotyczą także innego majątku gmin jak np. wodociągów i kanalizacji, cmentarzy itd.),
  • jednobranżowe lub wielobranżowe spółki prawa handlowego stanowiące własność gmin, którym zarządy gmin przekazały w formie aportu należący do gmin majątek ciepłowniczy (w spółkach wielobranżowych także inny majątek gmin); najczęściej są to spółki z o.o., ale ostatnio obserwuje się tendencję do ich przekształcania w spółki akcyjne,
  • spółdzielnie mieszkaniowe, które eksploatują należące do nich źródła ciepła, sieci ciepłownicze, węzły cieplne i instalacje odbiorcze,
  • jednobranżowe lub wielobranżowe prywatne przedsiębiorstwa (lub spółki prawa handlowego), które eksploatują źródła ciepła, sieci ciepłownicze, węzły cieplne i instalacje odbiorcze na podstawie umów dzierżawy, zawartych z właścicielami majątku ciepłowniczego (najczęściej z gminami, ale także z przedsiębiorstwami przemysłowymi, spółdzielniami itp.),
  • prywatne spółki prawa handlowego (w tym także z udziałem gminy), które eksploatują należące do nich źródła ciepła, sieci ciepłownicze, węzły cieplne i instalacje odbiorcze, odkupione od poprzednich właścicieli tego majątku (gmin, przedsiębiorstw przemysłowych, spółdzielni itp.).

Natomiast państwowe przedsiębiorstwa energetyczne (tzw. energetyka zawodowa), eksploatujące elektrociepłownie, ciepłownie i sieci ciepłownicze należące do Skarbu Państwa, dla których organem założycielskim był Minister Przemysłu i Handlu, zostały przekształcone w spółki akcyjne Skarbu Państwa, a obecnie rozpoczyna się proces ich prywatyzacji18). Również przedsiębiorstwa przemysłowe, do których należą elektrociepłownie i ciepłownie dostarczające ciepło do sieci ciepłowniczych, zasilających różnych odbiorców, są przekształcane w spółki akcyjne Skarbu Państwa, a w niektórych przypadkach sprzedawane inwestorom prywatnym. Niekiedy podczas procesu prywatyzacji następuje wydzielenie elektrociepłowni i ciepłowni w odrębne spółki prawa handlowego z udziałem Skarbu Państwa oraz inwestorów prywatnych.

Istniejące w Polsce rozwiązania organizacyjne w ciepłownictwie są więc bardzo zróżnicowane, w zależności od ustalonych przez gminy lokalnych rozwiązań organizacyjno-prawnych w zakresie zaopatrzenia w ciepło. Proces przekształceń własnościowych i organizacyjnych nie został przy tym jeszcze zakończony, a w niektórych województwach i gminach nadal funkcjonują nie przekształcone struktury organizacyjne, których działalność jest oparta na przepisach ustawy o przedsiębiorstwach państwowych. Po przeprowadzonej ostatnio reformie administracyjnej istnieją nawet przedsiębiorstwa energetyczne, które zaopatrzenia w ciepło odbiorców usytuowanych na terenie dwóch województw.

Można też zetknąć się z przypadkami przedsiębiorstw zaopatrujących w ciepło odbiorców w różnych miejscowościach na terenie całego kraju. Należą do nich m.in. Wojskowa Agencja Mieszkaniowa, Polskie Koleje Państwowe S.A., kilka prywatnych spółek zagranicznych (np. Dalkia Termika S.A., Polish Energy Partners S.A. itp.), a także Agencja Własności Rolnej Skarbu Państwa19).

Reforma ciepłownictwa, w ramach kompleksowej reformy energetyki, jest przedsięwzięciem o bardzo szerokim zakresie i wysokim stopniu złożoności. Wprowadzane w jej ramach zmiany muszą uwzględniać różnorodne uwarunkowania wewnętrzne i zewnętrzne, jakie występują w danym okresie rozwoju.

Spośród uwarunkowań wewnętrznych jako najważniejsze można wymienić główne kierunki rozwoju kraju, określone w następujących dokumentach:

  • „Strategia dla Polski”, określająca główne kierunki rozwoju społeczno-gospodarczego kraju,
  • „Polityka przemysłowa”, określająca główne kierunki rozwoju przemysłu,
  • „Polityka mieszkaniowa”, określająca główne kierunki polityki komunalno-bytowej.

Ponieważ w każdym kraju sektor energii stanowi podstawę jego rozwoju gospodarczego, rządy poszczególnych krajów ukierunkowują funkcjonowanie tego sektora prowadząc własną politykę energetyczną, a jej założenia zostały w Polsce określone w następujących podstawowych dokumentach:

  • „Założenia polityki energetycznej Polski do 2010 roku”,
  • „Założenia polityki państwa w zakresie racjonalizacji użytkowania energii w sektorze komunalno-bytowym”.

Wszystkie wyżej wymienione dokumenty zostały kilka lat temu przyjęte przez Sejm i określiły ramy dla procesu restrukturyzacji całej gospodarki oraz dla energetyki i jej poszczególnych gałęzi. Określone w tych dokumentach główne cele polityki energetycznej Państwa obejmują:

  • przyspieszenie tempa wzrostu gospodarczego oraz konkurencyjności Polski na rynku międzynarodowym poprzez zapewnienie dostaw możliwie taniej energii pierwotnej o odpowiedniej strukturze, jej efektywne przetwarzanie na energię końcową oraz racjonalne użytkowanie paliw i energii, co pozwoli na obniżenie nadmiernej energochłonności produkcji i uzyskanie przyrostu dochodu narodowego brutto przy „zerowym” wzroście zużycia energii,
  • trwałość rozwoju gospodarczego dzięki niezawodności dostaw energii, co wymaga z jednej strony zapewnienia rodzimej produkcji energii pierwotnej, a z drugiej strony uczestnictwa w międzynarodowych rynkach energetycznych, gdyż jednostronność rynku krajowego nie zapewnia pokrycia wszystkich potrzeb. Udział rynku międzynarodowego będzie wynikał głównie z przesłanek ekonomicznych, ale nie można pominąć istotnych przesłanek politycznych w aspekcie bezpieczeństwa energetycznego państwa,
  • obniżenie kosztów społecznych zachodzących przemian gospodarczych oraz poprawa warunków życia społeczeństwa. Dotyczy to w szczególności polityki cenowej oraz polityki podatkowej przy maksymalnym uruchamianiu i utrwalaniu działania sił rynkowych i konkurencji oraz obiektywnego regulowania cen i stosunków pomiędzy dostawcą i odbiorcą przez niezależny organ państwowy tam, gdzie siły rynku nie działają z uwagi na monopol naturalny,
  • stworzenie stabilnych podstaw dla rozwoju i rekonstrukcji sektora energii w oparciu o prognozy przewidywanej sytuacji energetycznej w kraju i na świecie oraz analizy skutków podejmowanych decyzji. Dotyczy to zwłaszcza regulacji prawnych w sferze finansowej w celu zwiększenia zaufania kapitału prywatnego i zachęcenia go do inwestowania w sektorze energii,
  • zapewnienie zmniejszenia zanieczyszczenia środowiska naturalnego przez sektor energii poprzez realizację zasady tzw. „ekorozwoju” i odpowiednie zmiany strukturalne w zakresie wytwarzania nośników energii jak również racjonalizację użytkowania i zmniejszenie zużycia energii.

Natomiast uwarunkowania zewnętrzne wynikają przede wszystkim z istniejących zobowiązań międzynarodowych, spośród których do najważniejszych należą:

  • Europejska Karta Energetyczna,
  • Układ Europejski o stowarzyszeniu Polski ze Wspólnotami Europejskimi i ich krajami członkowskimi,
  • Traktat Europejskiej Karty Energetycznej,
  • szereg umów dwustronnych podpisanych z różnymi krajami o wymianie handlowej w zakresie nośników energii oraz umów o realizacji wspólnych inwestycji energetycznych.

Ponadto złożenie wniosku o przyjęcie Polski do Unii Europejskiej wymaga dostosowania polskich regulacji prawnych do standardów Unii Europejskiej oraz doprowadzenia do unifikacji z podstawowymi rozwiązaniami w skali europejskiej, w tym także zawartych w Traktacie i Europejskiej Karcie Energetycznej.

Światowa Konferencja Energetyczna i Europejska Karta Energetyczna, uznając suwerenność poszczególnych państw i ich prawo do dysponowania własnymi zasobami energetycznymi, zalecają rządom tych krajów aby w celu uzyskania bezpieczeństwa energetycznego zapewniły:

  • wykorzystywanie własnych zasobów energetycznych z maksymalną efektywnością ekonomiczną i sprawnością energetyczną,
  • działanie mechanizmów ekonomicznych (rynkowych) w sektorze energii celem racjonalnego wykorzystywania zasobów kapitałowych dla inwestycji rozwojowych,
  • stabilne regulowanie działalności przedsiębiorstw energetycznych o cechach naturalnego monopolu celem zrównoważenia interesów odbiorców i dostawców oraz wyeliminowania dyskryminacji odbiorców zależnie od ich rodzaju i formy własności,
  • racjonalne wytwarzanie i użytkowanie energii w sposób odpowiadający długofalowym celom danego kraju oraz zgodny ze światową polityką w zakresie ochrony środowiska.

W lutym 2000 r. Rząd przyjął „Założenia polityki energetycznej Polski do 2020 r.”, które kontynuują strategię określoną w omówionych wyżej dokumentach oraz uściślają podstawowe kierunki rozwoju sektora energii. W odniesieniu do zaopatrzenia w ciepło „Założenia” te przewidują:

  • zmiany w strukturze użytkowania paliw, tj. wzrost udziału paliw węglowodorowych (gazowych i ciekłych) kosztem ograniczenia bezpośredniego zużycia węgla,
  • znaczący wzrost skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej, zwłaszcza w źródłach rozproszonych o mniejszych mocach jednostkowych20),
  • umiarkowaną tendencję spadkową zapotrzebowania na ciepło w wyniku termomodernizacji istniejących budynków oraz zwiększonych wymagań w zakresie ochrony cieplnej nowych budynków,
  • doskonalenie taryf i ich struktury oraz ewolucyjne zmiany w tym zakresie, dopuszczające wzrost cen o kilka punktów procentowych powyżej wskaźnika inflacji w stosunku do tych grup odbiorców, które dotychczas są beneficjentami subsydiowania skrośnego przez inne grupy odbiorców,
  • zachowanie zasady równoważenia interesów dostawców i odbiorców, a w szczególności nie dopuszczanie do tego, aby łączny wzrost kosztów zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i gaz (opłat ponoszonych przez odbiorców na zakup energii) wyprzedzał wzrost przeciętnych dochodów w gospodarstwach domowych,
  • nowe sposoby finansowania inwestycji, m.in. zamiast pożyczek z banków (długotrwałe i uciążliwe procedury stosowane przez banki, które dążą do uzyskania możliwie wysokiego bezpieczeństwa dla udzielanych kredytów), finansowanie przez trzecią stronę (rola firm typu ESCO, które wykonują audyt energetyczny i finansują inwestycje na zasadzie spłaty kredytu nadwyżkami powstałymi w wyniku uzyskanych oszczędności i obniżki kosztów),
  • wprowadzenie standardów energetycznych dla budynków mieszkalnych, określających m.in. graniczne (dopuszczalne) wskaźniki zapotrzebowania na ciepło dla potrzeb ogrzewania i wentylacji, co powinno wyeliminować obecne spory na temat wielkości zamówionej mocy cieplnej.

Na tym tle trzeba podkreślić niezwykle istotne znaczenie, jakie dla strategii rozwoju gmin i przedsiębiorstw „sieciowych” mają przepisy ustawy – Prawo energetyczne, dotyczące obowiązku opracowywania przez przedsiębiorstwa planów rozwoju poszczególnych systemów sieciowych oraz opracowywania przez gminy założeń do planów oraz planów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, czyli „planów energetyzacji gmin”. Zgodnie z tymi przepisami, przedsiębiorstwa „sieciowe” mają obowiązek sporządzania, na okresy nie krótsze niż trzy lata, planów rozwoju dla obszaru swojego działania, uwzględniając miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego (kierunki rozwoju gminy).

Plany te muszą m.in. określać:

  • przewidywany zakres dostarczania paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła,
  • przedsięwzięcia w zakresie modernizacji, rozbudowy albo budowy sieci oraz ewentualnych nowych źródeł paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła, w tym źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych,
  • przedsięwzięcia racjonalizujące zużycie paliw i energii u odbiorców,
  • przewidywany sposób finansowania inwestycji,
  • przewidywane przychody niezbędne do realizacji planów,
  • przewidywany harmonogram realizacji inwestycji.

Plan rozwoju przedsiębiorstwa „sieciowego” powinien zapewniać minimalizację nakładów i kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwo tak, aby w poszczególnych latach nie nastąpił nadmierny wzrost cen i stawek opłat, przy zapewnieniu ciągłości, niezawodności i jakości dostaw. Jednocześnie przedsiębiorstwo to ma obowiązek współpracować z odbiorcami i gminami, a w szczególności przekazywać informacje o przedsięwzięciach wpływających na pracę urządzeń przyłączonych do sieci, albo zmianę warunków przyłączenia lub dostawy, a także informacje niezbędne dla zapewnienia spójności między planem rozwoju przedsiębiorstwa, a założeniami do planu i „planem energetyzacji gminy”.

Projekty planów rozwoju sieci elektroenergetycznych i gazowniczych podlegają uzgodnieniu z Prezesem URE, natomiast wyłączone z tego obowiązku są plany rozwoju systemów ciepłowniczych. Wynika to stąd, że sieci elektroenergetyczne i gazownicze mają zasięg ogólnokrajowy i międzynarodowy, natomiast sieci ciepłownicze mają zasięg lokalny, a zaopatrzenie w ciepło stanowi zadanie własne gmin.

Jednocześnie ustawa stanowi, że zarząd gminy opracowuje projekt założeń do „planu energetyzacji” gminy lub jej części, który powinien określać:

  • ocenę stanu aktualnego i przewidywanych zmian zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe,
  • przedsięwzięcia racjonalizujące użytkowanie ciepła, energii elektrycznej i paliw gazowych,
  • możliwości wykorzystania istniejących nadwyżek i lokalnych zasobów paliw i energii, z uwzględnieniem skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej oraz zagospodarowania ciepła odpadowego z instalacji przemysłowych,
  • zakres współpracy z innymi gminami.

Jeśli plany przedsiębiorstw energetycznych nie zapewniają realizacji tych założeń, wówczas zarząd gminy opracowuje projekt „planu energetyzacji”, który powinien zawierać:

  • propozycje w zakresie rozwoju i modernizacji poszczególnych systemów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, wraz z uzasadnieniem ekonomicznym,
  • harmonogram realizacji zadań,
  • przewidywane koszty realizacji planowanych przedsięwzięć oraz źródła ich finansowania.

Ustawa zobowiązuje przedsiębiorstwa energetyczne do nieodpłatnego udostępnienia zarządowi gminy informacji i przedstawienia propozycji niezbędnych do opracowania projektu założeń do „planu energetyzacji gminy”. Każde przedsiębiorstwo musi więc określić swoje możliwości rozwojowe i przedstawić ofertę pokrycia potrzeb energetycznych gminy, a na etapie opracowania założeń będzie występowała konkurencja, stymulująca obniżkę kosztów zaopatrzenia w energię, a tym samym poziomu cen (i zarazem opłat) ponoszonych z tego tytułu przez odbiorców.

Ze względu na znaczną kapitałochłonność inwestycji i długi okres eksploatacji systemów sieciowych, optymalizacja kosztów zaopatrzenia w energię musi być prowadzona przy wykorzystaniu analiz długoterminowych, po doprowadzeniu cen paliw i energii do poziomu cen ekonomicznie uzasadnionych (tzn. wynikających z kosztów uzasadnionych i spełniających warunki określone w art. 45 ustawy – Prawo energetyczne).

Potrzeba takiej optymalizacji wynika z tego, że pokrycie poszczególnych rodzajów potrzeb cieplnych jest możliwe przy wykorzystaniu różnych nośników energetycznych:

  • potrzeby cieplne w zakresie ogrzewania i ciepłej wody mogą być pokryte zarówno przez system ciepłowniczy, jak też przez system gazowniczy, a także elektroenergetyczny;
  • potrzeby cieplne związane z przygotowaniem posiłków mogą być pokryte przez system gazowniczy lub elektroenergetyczny.

Istnieje więc możliwość konkurencji pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi o zdobycie rynku, ale podstawowy problem leży w tym, aby konkurencja była czynnikiem wpływającym na obniżanie ponoszonych przez sprzedawców kosztów i cen sprzedaży oferowanych przez nich produktów. Taka zasada funkcjonuje w warunkach istnienia rynku, gdy odbiorcy mają swobodę wyboru sprzedawcy, natomiast nieco inaczej funkcjonuje konkurencja w warunkach naturalnego monopolu (dostawy za pomocą sieci).

W przypadku dostaw za pośrednictwem kapitałochłonnych systemów sieciowych omawiana zasada może funkcjonować tylko na etapie planowania i podejmowania decyzji o budowie lub rozbudowie poszczególnych układów sieciowych. Optymalizacja kosztów ponoszonych przez odbiorców jest bowiem możliwa tylko na etapie, gdy nie zostały jeszcze poniesione wydatki inwestycyjne, które będą obciążać koszty stałe, ponoszone przez sprzedawcę i refundowane w opłatach ponoszonych przez odbiorców.

Problemy zaopatrzenia w ciepło muszą więc być rozpatrywane w znacznie szerszym zakresie i nie mogą się ograniczać tylko do systemów ciepłowniczych, a o wyborze systemu zaopatrzenia w ciepło i inne nośniki energii dostarczane za pośrednictwem sieci decydować muszą czynniki ekonomiczne, tzn. koszty inwestycyjne i eksploatacyjne, na podstawie których określone będą koszty i ceny oraz opłaty ponoszone przez odbiorców.

Problemy te dotychczas nie były rozpatrywane w tak kompleksowym ujęciu, mimo że budynki są zazwyczaj przyłączone do trzech sieci energetycznych: gazowniczej, elektroenergetycznej i ciepłowniczej, eksploatowanych przez trzy przedsiębiorstwa energetyczne. Odbiorcy końcowi (mieszkańcy budynków) są więc obciążani opłatami, które powinny zrefundować koszty ponoszone przez te trzy przedsiębiorstwa (koszty bieżącej eksploatacji oraz koszty modernizacji, rozwoju i ochrony środowiska). Jednocześnie opłaty ponoszone przez odbiorców będą tym niższe, im większa będzie ilość odbiorców przyłączonych do sieci (większa sprzedaż), gdyż koszty stałe mają w systemach sieciowych decydujący wpływ na jednostkowe koszty i poziom cen.

Optymalizacja kosztów pokrycia potrzeb energetycznych odbiorców powinna obejmować analizę systemową, obejmującą koszty inwestycyjne (kapitałowe) i eksploatacyjne, aby uzyskać odpowiedź na pytanie, czy z punktu widzenia odbiorców i ponoszonych przez nich opłat zasadne jest doprowadzanie do budynków aż trzech systemów sieciowych.

Długookresowe analizy ekonomiczne mogą wykazać, że w określonych obszarach miasta (gminy) będzie nieopłacalna rozbudowa wszystkich trzech systemów sieciowych, a bardziej opłacalne będzie ograniczenie ilości sieci, doprowadzonych do tych obszarów gminy. W wyniku tego może się okazać, że do określonych obszarów opłacalne będzie doprowadzenie tylko dwóch układów sieciowych (np. sieci gazowej i elektroenergetycznej albo sieci cieplnej i elektroenergetycznej), a w skrajnym przypadku, przy bardzo dużym rozproszeniu budynków, opłacalne może się okazać doprowadzenie tylko jednej sieci elektroenergetycznej. W efekcie, ograniczone będą koszty budowy tych sieci oraz koszty budowy przyłączy, a jednocześnie uzyskane będzie optymalne obciążenie wybudowanych sieci, co wpłynie na poziom opłat ponoszonych przez odbiorców końcowych.

Wybór optymalnych rozwiązań w tym zakresie musi być oparty na bezstronnej analizie ekonomicznej, która pozwoli na podjęcie obiektywnych decyzji i optymalizację kosztów ponoszonych przez odbiorców. Rozwiązania takie są stosowane od dawna w krajach o gospodarce rynkowej i można wskazać wiele przykładów miast i gmin w różnych krajach, gdzie potrzeby cieplne odbiorców są pokrywane z dwóch lub jednego układu sieciowego, a wybór technologii zaopatrzenia w ciepło został dokonany na podstawie długookresowych analiz optymalizacyjnych. W wyniku wprowadzenia racjonalnego planowania zaopatrzenia w ciepło i prawidłowo pojętej konkurencji, na podstawie długookresowych analiz optymalizacyjnych, możliwe będzie nawet obniżenie opłat ponoszonych przez odbiorców, zarówno na pokrycie kosztów budowy sieci i przyłączy, jak też pozostałych opłat stałych, a często również i opłat zmiennych.

Taki sposób wykonywania analiz, uwzględniających restrukturyzację (prywatyzację, modernizację, itd.) po stronie dostawców i działania podejmowane przez odbiorców w kierunku racjonalizacji zużycia energii, wymaga wprowadzenia nowoczesnych metod i narzędzi planistycznych, które w swej istocie sprowadzają się do optymalizacji kosztów zaopatrzenia w energię (łącznych opłat) ponoszonych przez odbiorców końcowych (społeczność lokalną).

Natomiast obniżka cen i optymalizacja kosztów ponoszonych przez odbiorców nie wystąpi w przypadku źle pojętej „konkurencji” między sprzedawcami dostarczającymi swoje produkty za pomocą układów sieciowych. Jeżeli konkurencja będzie rozumiana jako na przykład budowa lub rozbudowa jednego z układów sieciowych i wejście na teren, na którym potrzeby cieplne odbiorców są już pokrywane z innego układu sieciowego, efektem takiej „konkurencji” wcale nie będzie obniżka kosztów ponoszonych przez odbiorców. Wynika to stąd, że w wyniku takiej „konkurencji” nastąpi zmniejszenie wskaźników obciążenia obu układów sieciowych, co spowoduje wzrost kosztów stałych, a tym samym konieczne będzie podwyższenie cen i opłat ponoszonych przez odbiorców.

W planowaniu zaopatrzenia w paliwa i energię na obszarze województwa uczestniczy samorząd województwa i wojewoda, a projekty założeń do „planów energetyzacji” gmin są opiniowane przez samorząd województwa (koordynacja współpracy z innymi gminami) i przez wojewodę (zgodność z polityką energetyczną państwa). Również opracowane przez gminy plany „energetyzacji” są przedstawiane wojewodzie w celu stwierdzenia zgodności z uchwalonymi wcześniej założeniami do tego planu. Ostatecznie „plan energetyzacji” uchwala rada gminy, przy czym w celu jego realizacji gmina może zawierać umowy z przedsiębiorstwami energetycznymi.

W przypadku, gdy realizacja uchwalonego przez gminę planu nie jest możliwa na podstawie umów, rada gminy – dla zapewnienia zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe – może wskazać w drodze uchwały tą część planu, z którą muszą być zgodne działania prowadzone na obszarze gminy. Taka część planu w zasadzie stanowi prawo lokalne, a za podjęcie niezgodnych z nią działań grożą przewidziane w ustawie kary pieniężne.
Ustawa w zasadzie przewiduje opracowywanie „planów energetyzacji” dla obszaru jednej gminy, ale w przypadku budowy systemów przesyłowych przechodzących przez teren wielu gmin, a także na obszarach dużych aglomeracji miejsko-przemysłowych, może się okazać opłacalne podejmowanie wspólnych inwestycji energetycznych, obejmujących wiele gmin. Dotyczy to też systemów ciepłowniczych obsługujących kilka gmin, dla których celowe jest utworzenie wspólnego przedsiębiorstwa „sieciowego”, podobnie jak ma to miejsce w elektroenergetyce i gazownictwie. Praktyka taka jest powszechna w krajach o rozwiniętej demokracji samorządowej (np. w Skandynawii).

Tak więc, zgodnie z ogólnym kierunkiem zwiększenia udziału samorządów terytorialnych w planowaniu i organizacji zaopatrzenia w energię elektryczną, paliwa gazowe i ciepło, uchwalone przez gminy założenia do „planów energetyzacji” oraz przewidywane koszty rozwoju i modernizacji systemów ciepłowniczych, a także źródła (sposób) ich finansowania, będą stanowiły istotny element związany z ustalaniem w taryfie stawek opłat za przyłączenie i za usługi przesyłowe.

Istotne znaczenie dla planowania energetycznego ma tzw. „ekologiczne” rozporządzenie Ministra Gospodarki z 15 grudnia 2000 r., które nakłada na przedsiębiorstwa „sieciowe” obowiązek zakupu ciepła ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z produkcją ciepła. Wiąże się to z kalkulacją taryf dla ciepła, gdyż ma istotny wpływ na poziom kosztów zakupu ciepła, ponieważ ciepło ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych jest zazwyczaj droższe od ciepła wytwarzanego w konwencjonalnych źródłach ciepła, a przychód ze sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu ma wpływ na kalkulację ceny ciepła.

W świetle omówionych wyżej przepisów, można stwierdzić, że gminom przypada istotna rola w zakresie optymalizacji kosztów zaopatrzenia w ciepło i inne nośniki energii dostarczane za pośrednictwem sieci. Opracowywane przez zarządy gmin założenia do „planów energetyzacji” dotyczą bowiem wszystkich źródeł ciepła i sieci ciepłowniczych oraz zasobów energetycznych, jakie istnieją na terenie gminy, niezależnie od tego kto jest ich właścicielem. Jest to niezwykle ważne, gdyż poszczególne elementy systemów zaopatrzenia w ciepło należą do różnych jednostek i osób, których interesy są najczęściej różne i niekiedy sprzeczne. Racjonalny rozwój i kompleksowa modernizacja systemu zaopatrzenia w ciepło (tylko kompleksowa modernizacja może przynieść wyraźne zmniejszenie zużycia paliwa i zanieczyszczenia środowiska oraz obniżkę kosztów zaopatrzenia w ciepło) nastręcza poważne trudności, gdyż wymaga podjęcia skoordynowanych działań przez wszystkich uczestników procesu wytwarzania, przesyłu, rozdziału i użytkowania ciepła.

Koordynacja tych działań jest niezbędna, o czym świadczą dotychczasowe wyniki nie skoordynowanych działań, które niekiedy zamiast oczekiwanych efektów powodują drastyczny wzrost kosztów zaopatrzenia w ciepło (powyżej możliwości płatniczych odbiorców).

Przeprowadzanie omawianych długookresowych analiz nie leży oczywiście w interesie sprzedawców i dlatego analizy tego rodzaju powinny być przeprowadzane przez gminy, gdyż pozwoli to na obiektywny wybór korzystnego dla odbiorców rozwiązania.

Doświadczenia krajów Unii Europejskiej pokazują, że racjonalne planowanie przez gminy zaopatrzenia w ciepło na podstawie długookresowych analiz optymalizacyjnych i prawidłowo pojęta konkurencja mogą doprowadzić do ograniczenia tempa wzrostu, a nawet obniżenia poziomu opłat ponoszonych przez odbiorców. Jak wcześniej wspomniano, w wyniku tych analiz może się okazać, że nieopłacalna będzie rozbudowa wszystkich systemów sieciowych na obszarze całej gminy, gdyż na niektórych obszarach bardziej opłacalne będzie doprowadzenie tylko dwóch układów (np. sieci gazowej i elektrycznej albo sieci ciepłowniczej i elektrycznej), a przy dużym rozproszeniu budynków, najkorzystniejsze będzie doprowadzenie tylko sieci elektrycznej. Jednocześnie tylko gmina może przeprowadzić obiektywną analizę zmierzającą do optymalizacji (minimalizacji) kosztów ponoszonych przez lokalną społeczność (mieszkańców).
Problemy związane z urynkowieniem w zakresie zaopatrzenia w ciepło są bardziej złożone niż w innych „sieciowych” sektorach gospodarki energetycznej, gdyż – jak już wspomniano – systemy ciepłownicze mogą być zasilane z różnych źródeł ciepła, zarówno komunalnych (stanowiących majątek gmin), jak też należących do różnych zakładów przemysłowych oraz tzw. energetyki zawodowej, a także spółdzielni mieszkaniowych i przedsiębiorstw prywatnych. Istnieją systemy ciepłownicze, w których kilka źródeł ciepła zasila wspólną lub połączoną sieć ciepłowniczą, przy czym poszczególne źródła ciepła mogą należeć do różnych właścicieli.

Sieci ciepłownicze stanowią przeważnie własność gmin, ale istnieją również sieci ciepłownicze stanowiące własność różnych przedsiębiorstw energetycznych (energetyki zawodowej i przemysłowej, spółdzielni mieszkaniowych oraz przedsiębiorstw prywatnych).

Węzły cieplne mogą należeć do różnych właścicieli (gmin, spółdzielni mieszkaniowych, przedsiębiorstw przemysłowych oraz różnych innych jednostek i osób fizycznych).

Ponadto właściciele źródeł ciepła i sieci ciepłowniczych oraz węzłów cieplnych mogą je oddać w dzierżawę lub zlecić ich eksploatację innemu przedsiębiorstwu, albo prowadzić ich eksploatację własnymi siłami.

Również odcinki instalacji odbiorczych między węzłami grupowymi i poszczególnymi budynkami lub obiektami mogą należeć do jednego lub wielu odbiorców albo do przedsiębiorstwa energetycznego, a ich eksploatacja może być prowadzona samodzielnie przez odbiorców lub na ich zlecenie przez inne przedsiębiorstwa, w tym także przez przedsiębiorstwa energetyczne.

Natomiast instalacje odbiorcze w budynkach należą do odbiorców, ale także mogą być eksploatowane zarówno przez odbiorców, jak też na ich zlecenie przez inne przedsiębiorstwa, w tym także przez przedsiębiorstwa energetyczne.

W świetle powyższego można stwierdzić, że poszczególne elementy systemów ciepłowniczych (źródła ciepła, sieci ciepłownicze, węzły cieplne), mogą należeć do różnych przedsiębiorstw, gmin lub innych właścicieli oraz mogą być eksploatowane przez różne przedsiębiorstwa. Implikuje to duże zróżnicowanie rozwiązań organizacyjnych w systemach ciepłowniczych i ich silną zależność od warunków lokalnych oraz zaszłości „historycznych” (wynikających z poprzedniego systemu gospodarczego, gdy prawo własności nie miało znaczenia).

Ze względu na przedstawioną wyżej specyfikę ciepłownictwa, wystąpiła potrzeba rozróżnienia nazw poszczególnych elementów „sieci”, która zgodnie z art. 3 pkt 11 ustawy oznacza „instalacje połączone i współpracujące ze sobą, służące do przesyłania i dystrybucji paliw lub energii, należące do przedsiębiorstw energetycznych”. Zgodnie z tą definicją, pojęcie „sieć” może obejmować należące do przedsiębiorstwa energetycznego instalacje w źródle ciepła, sieć ciepłowniczą, przyłącza i węzły cieplne, a w przypadku grupowego węzła również zewnętrzne odcinki instalacji odbiorczych, łączące ten węzeł z instalacjami odbiorczymi w budynkach.

Potrzeba taka wynika zarówno ze względów technicznych jak też formalno-prawnych, gdyż brak rozróżnienia poszczególnych elementów tej „sieci” spowodowałby niejednoznaczność sformułowań poszczególnych przepisów wykonawczych do Prawa energetycznego, odnoszących się do źródeł ciepła, sieci ciepłowniczych, węzłów cieplnych oraz instalacji odbiorczych. Niejednoznaczność ta powstałaby zarówno w przypadku przynależności elementów sieci do przedsiębiorstw ciepłowniczych, jak też braku takiej przynależności. Ma to istotne znaczenie w warunkach gospodarki rynkowej, gdy zarazem respektowane są prawa własności, a (zgodnie z przepisami ustawy – Prawo energetyczne) kalkulacja cen i stawek opłat jest oparta na uzasadnionych kosztach21), ponoszonych przez sprzedawców.

W związku z tym, w przepisach wykonawczych do ustawy (rozporządzeniach: „przyłączeniowym” i „taryfowym”), wprowadzono szereg skrótowych określeń dla poszczególnych elementów „sieci” (w rozumieniu ustawy i przy zachowaniu zgodności z określeniami i przepisami zawartymi w ustawie), którymi są połączone instalacje odbiorcze obsługujące więcej niż jeden budynek.

Wprowadzone w tych rozporządzeniach zróżnicowanie nazewnictwa elementów „sieci” pozwala na określenie warunków przyłączenia do sieci dla źródeł ciepła, węzłów cieplnych i zewnętrznych instalacji odbiorczych, a także na zróżnicowanie opłat ponoszonych przez odbiorców zasilanych w ciepło z sieci ciepłowniczej, w zależności od zakresu usług i wynikających z tego kosztów uzasadnionych, zgodnie z zasadami określonymi w ustawie i przepisach regulujących zasady podziału odbiorców na grupy oraz zasady rozliczeń z odbiorcami.

Ustawa – Prawo energetyczne wraz z przepisami wykonawczymi oraz pakiety ustaw „samorządowych” i ustaw „prywatyzacyjnych” stworzyły warunki do rozpoczęcia procesu przekształceń w sektorze energetycznym, który systematycznie pogłębia się i coraz powszechniej obejmuje zmiany zachodzące w sferze:

  • przekształceń własnościowych i organizacyjnych, jak np.:
    • prywatyzacja elektrociepłowni z udziałem kapitału zagranicznego (Kraków, Warszawa i następne),
    • prywatyzacja przedsiębiorstw ciepłowniczych, przy zastosowaniu różnych dróg pozyskania kapitału:
      • kapitał krajowy (obligacje komunalne, akcje i giełda papierów wartościowych, np. Ostrów Wlkp. i Wrocław),
      • kapitał zagraniczny (sprzedaż udziałów i tworzenie spółek z partnerem zagranicznym, np. Kalisz – kapitał francuski, Skarżysko-Kamienna – kapitał niemiecki),
    • przekształcenia zakładów budżetowych w spółki prawa handlowego, przekształcanie spółek z oo. w spółki akcyjne, przekazywanie spółkom majątku ciepłowniczego (dotychczas majątek ten należał do gmin, a spółki go dzierżawiły lub miały umowy o eksploatacji należących do gmin źródeł ciepła i sieci ciepłowniczych),
    • przekształcenia w Polskim Górnictwie Naftowym i Gazownictwie, w tym zmiany organizacyjne (np. przewidywane rozdzielenie wydobycia od przesyłania i dystrybucji, powstanie spółek dystrybucyjnych, itd.),
  • przekształceń ekonomicznych, jak np.:
    • przechodzenie do warunków gospodarki rynkowej w sektorze paliwowo-energetycznym i stopniowe dochodzenie do poziomu cen opartych na kosztach ekonomicznie uzasadnionych we wszystkich gałęziach (węgiel, paliwa gazowe, paliwa ciekłe, energia elektryczna, itd.),
    • wpływ przekształceń własnościowych i organizacyjnych na racjonalizację funkcjonowania przedsiębiorstw energetycznych, a tym samym na poziom kosztów i uzyskiwane wyniki ekonomiczne,
    • stworzenie w ciągu kilku najbliższych lat warunków dla konkurencji w zakresie zaopatrzenia w ciepło oraz wyboru optymalnego sposobu zaopatrzenia w ciepło w zależności od warunków lokalnych (zasoby energetyczne i ich potencjał cieplny, charakter zapotrzebowania na ciepło itd.), uwarunkowań zewnętrznych (dostępność paliw i energii oraz koszty ich transportu, wymagania ochrony środowiska, itd.),
    • uwzględnianie specyfiki ciepłownictwa z uwagi na:
      • sezonowy charakter produkcji ciepła i duże zróżnicowanie sprzedaży ciepła w sezonie grzewczym i w okresie letnim oraz oddziaływanie zmian przychodów na wyniki ekonomiczne i płynność finansową przedsiębiorstw w sektorze ciepłownictwa,
      • różne technologie wytwarzanie ciepła, różne paliwa, możliwość wykorzystania ciepła odpadowego z przemysłu, skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej, niekonwencjonalne źródła ciepła, itd.,
      • przesyłanie i dystrybucję ciepła za pomocą nośnika ciepła i związany z tym lokalny zasięg sieci ciepłowniczych, podczas gdy energia elektryczna i gaz są bezpośrednio zużywane w instalacjach odbiorczych, a sieci mają zasięg ogólnokrajowy, a nawet międzynarodowy,
      • wysoką kapitałochłonność lokalnych sieci ciepłowniczych (dwa rurociągi, kosztowne izolacje cieplne, itd.),
      • problemy związane z regulacją dostarczania i odbioru ciepła (regulacja ilości i parametrów nośnika ciepła) oraz z pomiarem ilości dostarczonego ciepła (błędy pomiarów, konieczność dokonywania pomiarów kilku wielkości i wykonywania obliczeń poboru mocy cieplnej, itd.),
      • zróżnicowane potrzeby odbiorców ciepła, m.in. różne cele użytkowania i różny charakter poboru ciepła (całoroczny, okresowy, stały lub zmienny w czasie, różne parametry nośnika ciepła, itd.),
      • zależność poboru ciepła od czynników zewnętrznych, niezależnych od dostawcy i odbiorcy (warunki atmosferyczne i klimatyczne).

Przedsiębiorstwa energetyczne muszą uwzględniać przy projektowaniu taryf zmieniające się warunki zewnętrzne i uwarunkowania lokalne, z których jako najistotniejsze można wymienić:

  • zmiany cen zaopatrzeniowych paliw, energii, materiałów, urządzeń,
  • wzrost kosztów robocizny (stopniowe osiąganie poziomu płac krajów Unii Europejskiej),
  • działania podejmowane przez odbiorców, w tym zmniejszanie poboru mocy cieplnej oraz zużycia ciepła w wyniku termomodernizacji budynków,
  • optymalizację rozwoju miast i planowania zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, w tym ograniczenie liczby nośników energii doprowadzonych do budynków, a tym samym zmniejszenie związanych z tym kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych,
  • konkurencję z innymi nośnikami energii, ale jednocześnie współpracę, gdyż np. ciepłownictwo może stanowić konkurencję dla gazownictwa, ale może też być dużym odbiorcą paliw gazowych, podobnie dla elektroenergetyki przedsiębiorstwa ciepłownicze mogą się stać wytwórcami energii elektrycznej, a nowoczesne elektrociepłownie z zasobnikami ciepła mogą spełniać funkcje regulacyjne dla systemu elektroenergetycznego (podobnie jak elektrownie szczytowo-pompowe),
  • konieczność koordynowania rozwoju miast i rozwoju systemów sieciowych oraz ochrona interesów odbiorców jako podstawowy cel planowania na szczeblu gmin (odbiorcy muszą pokryć wszystkie koszty działalności przedsiębiorstw energetycznych; im lepsze planowanie, tym niższe koszty i opłaty ponoszone przez odbiorców),
  • długoterminowe umowy sprzedaży ciepła i długoterminowe planowanie jako podstawa stabilnego funkcjonowania przedsiębiorstw energetycznych, przy uwzględnieniu wysokiej kapitałochłonności inwestycji ciepłowniczych oraz znacznych kosztów ochrony środowiska (rosnące wymagania w tym zakresie) i konieczności zagwarantowania zwrotu zainwestowanego kapitału (nie tylko zwrot kredytów bankowych, ale także zwrot kapitału wszystkim inwestorom),
  • pokrycie uzasadnionych kosztów przez odbiorców, jako podstawowy warunek stabilnego funkcjonowania przedsiębiorstw energetycznych, przy zachowaniu zasady ochrony interesów odbiorców przez dostawców, czyli utrzymywanie równowagi podaży i popytu.


16) Dz. U. z 1990 r. Nr 16, poz. 95 ze zmianami.

17) Dz. U. z 1990 r. Nr 32, poz. 191 ze zmianami.

18)Jest charakterystyczne, że przekształcenia własnościowe przedsiębiorstw energetycznych i przemysłowych, dla których organem założycielskim był Minister Przemysłu i Handlu, następują na podstawie przepisów ustawy z dnia 13 lipca 1990 r. o prywatyzacji przedsiębiorstw państwowych (Dz. U. z 1990 r. Nr 51, poz. 298 ze zmianami), a nie ustawy o samorządzie terytorialnym.

19)AWRSP przejęła majątek po zlikwidowanych Państwowych Gospodarstwach Rolnych i zgodnie z ustawą – Prawo energetyczne jest traktowana jako przedsiębiorstwo energetyczne do czasu sprzedaży lub przekazania przejętego majątku ciepłowniczego.

20)Wypadkową tych dwóch przeciwstawnych trendów będzie wzrost produkcji ciepła, ale tylko w skojarzeniu z wytwarzaniem energii elektrycznej oraz eliminowanie niskosprawnych kotłowni opalanych paliwami stałymi.

21)Rozporządzenie „taryfowe” określa koszty uzasadnione w następujący sposób: „koszty określone przez przedsiębiorstwo energetyczne na podstawie ustawy i niniejszego rozporządzenia przy zachowaniu należytej staranności zmierzającej do ochrony interesów odbiorców i minimalizacji kosztów, niezbędne do wykonania zobowiązań wynikających z umowy o przyłączenie do sieci ciepłowniczej, umowy sprzedaży ciepła i umowy o świadczenie usług przesyłowych.


[ 2.1 Model rynku ] [ Spis treści ] [ 2.3.1 Firmy prywatne ... ]
Data publikacji : 13.06.2005

Opcje strony