Considerable issues of the new regulations regarding the heat market
Wprowadzenie
Znowelizowana ustawa OZE [3], z dniem 31 sierpnia 2016 r. poprzez art. 116 unormowała dotychczas rozbudowany przepis dotyczący wsparcia dla odnawialnych źródeł ciepła, polegający na obowiązku zakupu ciepła z tych źródeł. Artykuł 116 poprzez ust. 1 określił podmiot zobowiązany do zakupu ciepła jako przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się w obszarze danej sieci ciepłowniczej obrotem ciepłem lub wytwarzaniem ciepła i jego sprzedażą odbiorcom końcowym. Wskazany jest także przedmiot obowiązku – wytworzone ciepło w przyłączonych do tej sieci instalacjach: 1) termicznego przekształcania odpadów, 2) odnawialnego źródła energii, innych niż instalacja termicznego przekształcania odpadów, wytworzonego z odnawialnych źródeł energii, – określając maksymalny wymiar obowiązku na ilość ciepła nie większą niż zapotrzebowanie odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstwa zobowiązanego.
Wyłączeniem z obowiązku zakupu jest ciepło wytworzone w instalacjach spalania wielopaliwowego innego niż ciepło użytkowe wytworzone w wysokosprawnej kogeneracji.
Dodatkowy obowiązek określa art. 116 ust. 2 ustawy OZE [3]. Przedsiębiorstwo, o którym mowa w ust. 1 jest obowiązane do wyrażenia zgody na przyłączenie instalacji, o której mowa w ust. 1, do sieci ciepłowniczej. Przyłączenie jest realizowane zgodnie z zasadami określonymi w przepisach ustawy – Prawo energetyczne [2] oraz aktami wykonawczymi do obu ustaw.
Delegację wydania rozporządzenia wykonawczego do tych przepisów zawiera art. 116 ust. 3 przekazując ten obowiązek ministrowi właściwemu do spraw energii.
Ustawa o efektywności energetycznej [4] poprzez art. 58 ust. 2 wskazała, że dotychczasowe przepisy wykonawcze wydane na podstawie m.in. art. 46 ust. 5 ustawy – Prawo energetyczne [2] (rozporządzenie taryfowe dla ciepła z 2010 r. [7]) zachowują moc do dnia wejścia w życie nowych przepisów wykonawczych, nie dłużej jednak niż 18 miesięcy od dnia wejścia w życie ustawy.
Jednocześnie ustawa o efektywności energetycznej zmieniła art. 45 ustawy – Prawo energetyczne poprzez dodanie ust. 1e w brzmieniu: „W kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się obrotem energią elektryczną, paliwami gazowymi lub sprzedażą ciepła odbiorcom końcowym uwzględnia się koszty realizacji obowiązku, o którym mowa w art. 10 ust. 1 ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej.” – zatem może zachodzić wątpliwość, czy konieczna była zmiana rozporządzenia taryfowego dla ciepła. Jednak powodem zmiany rozporządzenia było nie tylko uwzględnienie kosztów wynikających z ustawy o efektywności energetycznej w taryfach dla ciepła, a przede wszystkim wytyczne dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/ WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE [1].
Preambuła dyrektywy stanowi, że uwzględnić należy specyficzną strukturę sektora kogeneracji oraz sektora ciepłowniczego i chłodniczego, które obejmują wielu małych i średnich producentów, w szczególności przy dokonywaniu przeglądu procedur administracyjnych w zakresie wydawania pozwoleń na budowę obiektów kogeneracji lub przynależnych sieci, stosując zasadę „najpierw myśl na małą skalę”.
Artykuł 9 dyrektywy, stanowi: 1. Państwa członkowskie zapewniają, by na tyle, na ile jest to technicznie wykonalne, uzasadnione finansowo i proporcjonalne do potencjalnej oszczędności energii, odbiorcy końcowi energii elektrycznej, gazu ziemnego, ciepła sieciowego, chłodu sieciowego oraz ciepłej wody mieli możliwość nabycia po konkurencyjnych cenach indywidualnych liczników, które dokładnie oddają rzeczywiste zużycie energii przez odbiorcę końcowego i podają informacje o rzeczywistym czasie korzystania z energii.
Taka możliwość nabycia liczników indywidualnych po konkurencyjnych cenach jest zapewniana w przypadku:
a) wymiany liczników, chyba że jest to technicznie niewykonalne lub nieopłacalne w stosunku do szacowanych potencjalnych oszczędności w perspektywie długoterminowej,
b) podłączania nowych liczników w nowych budynkach lub przy wykonaniu ważniejszych renowacji budynków, zgodnie z dyrektywą 2010/31/UE.
2. W przypadku gdy ciepło i chłód lub ciepła woda są dostarczane do budynku z sieci ciepłowniczej lub z centralnego źródła obsługującego większą liczbę budynków, na wymienniku ciepła lub na granicy dostawy zostaje zamontowany licznik ciepła lub ciepłej wody.
W budynkach wielomieszkaniowych i wielofunkcyjnych z własnym źródłem centralnego ogrzewania/chłodzenia lub zaopatrywanych z sieci ciepłowniczej lub z centralnego źródła obsługującego większą liczbę budynków do dnia 31 grudnia 2016 r. zostaną zamontowane – tam gdzie jest to technicznie wykonalne i opłacalne – również liczniki zużycia indywidualnego do pomiaru zużycia ciepła lub chłodu lub ciepłej wody dostarczanej do każdego lokalu.
W przypadku gdy zastosowanie indywidualnych liczników nie jest technicznie wykonalne lub nie jest opłacalne, do pomiarów zużycia ciepła na każdym grzejniku stosowane są indywidualne podzielniki kosztów ciepła, chyba że dane państwo członkowskie wykaże, że montaż takich podzielników kosztów ciepła nie byłby opłacalny. W takich przypadkach można rozważyć alternatywne opłacalne sposoby pomiaru zużycia ciepła. W przypadku gdy przeważającym rodzajem zabudowy są budynki wielomieszkaniowe, które zaopatrywane są z systemu ciepłowniczego lub chłodniczego, lub które posiadają własne wspólne systemy ogrzewania lub chłodzenia obsługujące takie budynki, państwa członkowskie mogą wprowadzić przejrzyste zasady podziału kosztów zużycia ciepła lub ciepłej wody w takich budynkach, aby zapewnić przejrzystość i dokładność rozliczania indywidualnego zużycia. W stosownych przypadkach zasady takie obejmują wytyczne w sprawie sposobu podziału kosztów ciepła lub ciepłej wody, jak następuje:
a) ciepła woda na potrzeby bytowe,
b) straty ciepła w instalacji w budynku oraz ciepło do celów ogrzewania powierzchni wspólnych (jeżeli klatki schodowe i korytarze są wyposażone w grzejniki),
c) ciepło do celów ogrzewania mieszkań.
Rozporządzenie OZE
Na podstawie art. 116 ust. 3 ustawy OZE [3] zostało wydane rozporządzenie Ministra Energii w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku i warunków technicznych zakupu ciepła z odnawialnych źródeł energii oraz warunków przyłączania instalacji do sieci [5]. Zgodnie z delegacją ustawową, rozporządzenie określa:
1) szczegółowy zakres obowiązku i warunki techniczne zakupu ciepła, o którym mowa w ust. 1,
2) warunki przyłączenia do sieci instalacji, o których mowa w ust. 1, w tym wymagania techniczne w zakresie przyłączania tych instalacji,
3) sposób ustalania rzeczywistej ilości ciepła objętego obowiązkiem zakupu ciepła, o którym mowa w ust. 1,
4) zasady i sposób prowadzenia przez Prezesa URE kontroli warunków technicznych określonych w pkt 1,
5) sposób uwzględniania w kalkulacji cen ciepła ustalanych w taryfach przedsiębiorstwa energetycznego, o którym mowa w ust. 1, kosztów realizacji obowiązku zakupu ciepła, o którym mowa w ust. 1,
6) sposób załatwiania reklamacji w zakresie przyłączania, o którym mowa w pkt 2
–– biorąc pod uwagę politykę energetyczną państwa, bezpieczeństwo funkcjonowania pracy sieci ciepłowniczych, potrzebę ochrony środowiska naturalnego, cele gospodarcze i społeczne, w tym ochronę interesów odbiorców ciepła, a także udział wykorzystywanych technologii do wytwarzania ciepła z odnawialnych źródeł energii w tworzeniu nowych miejsc pracy, jak również potrzebę efektywnego wykorzystania energii pierwotnej uzyskanej w wyniku jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej, ciepła, chłodu, lub paliw pochodzących ze źródeł odnawialnych.
Na uwagę zasługuje kilka aspektów rozporządzenia: w słowniczku definicji pojawiło się nowe pojęcie – „przyłączeniowa sieć ciepłownicza”, która została zdefiniowana jako „połączone ze sobą urządzenia lub instalacje, służące do przesyłania i dystrybucji ciepła z instalacji do sieci dystrybutora ciepła (§ 2 pkt 5). Rozporządzenie ułatwia zatem przyłączenie odnawialnego źródła ciepła poprzez odcinek sieci (nie przyłącza), która to sieć pierwotnie nie istniała, a należy ją w celu zrealizowania przyłączenia wybudować. Przy czym należy mieć na uwadze art. 7 ust. 8 pkt 3 ustawy – Prawo energetyczne [2] stanowiący, że za przyłączenie źródeł współpracujących z siecią oraz sieci przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii (w tym ciepła) pobiera się opłatę ustaloną na podstawie rzeczywistych nakładów poniesionych na realizację przyłączenia. Jednocześnie zgodnie z art. 7 ust. 5 ustawy – Prawo energetyczne, przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw lub energii (w tym ciepła) jest obowiązane zapewnić realizację i finansowanie budowy i rozbudowy sieci, w tym na potrzeby przyłączania podmiotów ubiegających się o przyłączenie, uwzględniając m.in. założenia lub plany, o których mowa w art. 19 i 20 tej ustawy.
Czas na wydanie warunków przyłączenia źródła do sieci został skrócony do 30 dni (§ 5 ust. 3), chociaż ten sam termin określony w rozporządzeniu Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemów ciepłowniczych [6] poprzez § 9 ust. 2 ustala na 3 miesiące.
Instalacja może być przyłączona do rurociągu powrotnego sieci ciepłowniczej (§ 5 ust. 4). Związane jest to prawdopodobnie z założeniem możliwości przyłączenia źródeł geotermalnych do sieci ciepłowniczej, które w polskich warunkach, generalnie nie osiągają temperatury nośnika w rurociągach zasilających.
Rozporządzenie nie tylko daje przywileje odnawialnym źródłom ciepła, ale również, mając na uwadze interes odbiorców, wprowadza ograniczenia możliwości skorzystania z prawa do realizacji zakupu ciepła ze źródła odnawialnego w pierwszej kolejności (obowiązku zakupu):
1. Cena ciepła ze źródła odnawialnego nie może być wyższa od średniej ceny ciepła z innych źródeł zasilających sieć powiększonej o średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem – § 3 ust. 2 (jednak gdy wskaźnik jest ujemny, jako ograniczenie przyjmuje się średnią cenę ciepła – § 3 ust. 3).
2. Nie jest objęte obowiązkiem zakupu ciepło od wytwórców, których przyłączenie do danej sieci nastąpiło od dnia funkcjonowania na całym obszarze tej sieci efektywnego systemu ciepłowniczego w rozumieniu art. 7b ust. 4 ustawy – Prawo energetyczne – § 3 ust. 5 (wykorzystanie w systemie ciepłowniczym co najmniej w 50% energii z odnawialnych źródeł energii lub w 50% ciepła odpadowego, lub w 75% ciepła pochodzącego z kogeneracji, lub w 50% połączenia energii i ciepła wyszczególnionych powyżej).
3. Wydając warunki przyłączenia instalacji do sieci ciepłowniczej, uwzględnia się ocenę wpływu przyłączanej instalacji na warunki techniczne funkcjonowania systemu ciepłowniczego, a także możliwości wpływu przyłączanej instalacji na wzrost opłat za dostarczanie ciepła, ponoszonych przez odbiorców końcowych w tym systemie ciepłowniczym, sporządzoną przez dystrybutora ciepła.
Rozporządzenie taryfowe dla ciepła
Odnośnie do wytycznych wskazanych we wprowadzeniu, Minister Energii określił nowe rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło [8]. Zgodnie z wytycznymi dyrektywy [1], przede wszystkim zmieniono brzmienie § 7 rozporządzenia taryfowego dla ciepła poprzez wykreślenie możliwości rozliczania dostawy ciepła z lokalnego źródła ciepła, które nie jest wyposażone w układ pomiarowo-rozliczeniowy na podstawie stawek opłaty miesięcznej i sezonowej wyrażonych w złotych za MW mocy zamówionej lub w złotych za metr kwadratowy powierzchni lokali (§ 7 ust. 6).
Możliwość rozliczania dostawy ciepła z lokalnych źródeł ciepła nie wyposażonych w układ pomiarowo-rozliczeniowy na podstawie stawek opłat wyrażonych w złotych za MW mocy zamówionej lub w złotych za metr kwadratowy powierzchni lokali pozostawiono w § 21 ust. 3, jednak w przepisach przejściowych uwzględniono możliwość stosowania stawek opłat bazujących wyłącznie na podstawie mocy zamówionej i powierzchni lokali w okresie pięciu lat od dnia wejścia w życie rozporządzenia (§ 47).
Uszczegółowiając zapis art. 45 ust. 1e ustawy – Prawo energetyczne, w rozporządzeniu zmodyfikowano przepis § 15, który stanowi, że: „Koszty uzasadnione realizacji obowiązku, o którym mowa w art. 10 ust. 1 ustawy o efektywności energetycznej, uwzględnia się w kalkulacji cen i stawek opłat ustalanych w taryfie przedsiębiorstwa energetycznego realizującego te obowiązki, przyjmując, że każda jednostka ciepła sprzedawana przez to przedsiębiorstwo odbiorcom końcowym przyłączonym do sieci jest w tej samej wysokości obciążona tymi kosztami.”.
Dodatkowo, co istotne, zmieniły się zapisy dotyczące zwrotu z kapitału (§ 26), które m.in.:
–– wskazały fakultatywność uwzględnienia zwrotu z kapitału w taryfach dla ciepła, w miejsce dotychczasowej obligatoryjności,
–– zredukowały wartość regulacyjną aktywów o planowane aktywa przedsiębiorstwa energetycznego w okresie obowiązywania taryfy,
–– wskazały nowy sposób ustalania stopy wolnej od ryzyka na dany rok taryfowy.
Należy także zwrócić uwagę, że „przy okazji” zliberalizowano przepisy dotyczące uproszczonego sposobu kształtowania taryf dla ciepła wytworzonego w kogeneracji (§ 13), głównie poprzez zapis dotyczący możliwej maksymalnej zmiany planowanych przychodów, co zawarto w ust. 7, stanowiącym iż: „W przypadku gdy wartość wskaźnika wzrostu przychodów, o którym mowa w ust. 6, będzie niższa od zera, przyjmuje się wartość tego wskaźnika równą zero.”. Jednocześnie zaostrzono podejście w kwestii ograniczeń wzrostu planowanego przychodu ze sprzedaży ciepła w kogeneracji w sposób, który ogranicza wzrost planowanego przychodu dla źródeł z ceną zbliżoną do ceny referencyjnej. Jednak wprowadzenie tego ograniczenia ma nastąpić dopiero po 31 marca 2019 r.
Wnioski
Rozporządzenie [5] promując odnawialne źródła ciepła poprzez uszczegółowienie zasad obowiązku zakupu wprowadza ograniczenia, które wydają się bardzo trudne do spełnienia, zwłaszcza przez przedsiębiorstwa próbujące włączyć się do istniejącego już systemu ciepłowniczego.
Ale trzeba mieć na uwadze, że odnawialne źródła ciepła są mniej stabilne niż źródła oparte na paliwach konwencjonalnych. Nie jesteśmy Islandią, gdzie wykorzystuje się zasoby geotermalne do ogrzewania chodników i bazuje się na geotermii także przy wytwarzaniu energii elektrycznej. Wielkopowierzchniowe kolektory słoneczne mają trudność z przebiciem się w mentalności polskich przedsiębiorstw energetycznych. Ich śladowe uruchomienia wskazują raczej na eksperymenty niż pilotażowe projekty, na bazie których będzie można rozwinąć ten sposób wytwarzania ciepła. Pozostaje biomasa, która też nie powinna zdaniem autora stanowić jedynego paliwa dla źródeł w systemie ciepłowniczym.
Wprowadzone ograniczenia nie tylko chronią ekonomiczny interes odbiorców, ale również w pewien sposób zmniejszają zagrożenie ograniczenia sprzedaży ciepła przez zasiedziałych w systemie wytwórców z paliw konwencjonalnych. Bowiem w drastycznym scenariuszu nowe duże odnawialne źródło ciepła w systemie mogłoby na tyle ograniczyć sprzedaż ciepła ze źródeł konwencjonalnych, że doprowadziłoby nawet do ich upadłości, co niewątpliwie groziłoby zachwianiem bezpieczeństwa dostaw ciepła do odbiorców przy braku wystarczających mocy przerobowych nowego wytwórcy.
Dlatego zdaniem autora, szczególne znaczenie ma analiza dokonywana przez dystrybutora przed wydaniem warunków przyłączenia instalacji do sieci ciepłowniczej, w której uwzględnia się ocenę wpływu przyłączanej instalacji na warunki techniczne funkcjonowania systemu ciepłowniczego, a także możliwości wpływu przyłączanej instalacji na wzrost opłat za dostarczanie ciepła, ponoszonych przez odbiorców końcowych w tym systemie ciepłowniczym.
W swoich wypowiedziach do projektu nowego rozporządzenia taryfowego dla ciepła [8], Prezes URE negatywnie opiniował zapis dający możliwość pozostawienia na dotychczasowym poziomie planowanego przychodu ze sprzedaży ciepła przy uproszczonym kształtowaniu taryf już na początku procesu formułowania tekstu tego rozporządzenia i wydawało się, że to zagadnienie zostało ustalone. Jednak w fazie dalszych prac legislacyjnych przepis został uwzględniony na etapie, na którym Prezes URE nie miał już możliwości skutecznego odniesienia się do jego wad.
Negatywna opinia Prezesa URE dotycząca omawianego zapisu wynika z faktu, że średnią cenę sprzedaży ciepła, na podstawie której oblicza się cenę referencyjną będącą podstawą kształtowania taryfy dla ciepła z kogeneracji oraz maksymalną zmianę planowanego przychodu oblicza się ze średnich cen sprzedaży ciepła wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji. Ceny ciepła dla tych jednostek kształtowane są na podstawie kosztów, w szczególności na podstawie kosztów paliwa, którego zmiany powinny również odzwierciedlać planowane przychody uwzględniane w taryfach uproszczonych. Jeżeli cena paliwa będzie spadać (co np. kilka lat temu dotyczyło węgla kamiennego), naturalnym jest konieczność uwzględnienia spadku cen ciepła wytwarzanego z taniejącego paliwa w taryfach kosztowych, co bezwzględnie powinno także skutkować spadkiem cen ciepła w taryfach ukształtowanych metodą uproszczoną. W przeciwnym razie – co umożliwia cytowany w pkt III przepis §13 ust. 7 – przedsiębiorstwa korzystające z uproszczonego sposobu kształtowania taryfy dla ciepła będą osiągać dodatkowe przychody ze sprzedaży ciepła, nie mające uzasadnienia w kontekście zmian cen ciepła w ciepłowniach nie będących jednostkami kogeneracji. Interes odbiorców zaopatrywanych z elektrociepłowni nie będzie zrównoważony z interesem przedsiębiorstwa. Przy takim podejściu stracą odbiorcy ciepła z kogeneracji.
Dodatkowo należy podkreślić, że wprowadzenie uproszczonego sposobu kształtowania taryf dla ciepła na podstawie art. 47 ust. 2f ustawy – Prawo energetyczne [2], miało na celu stymulowanie rozwoju kogeneracji poprzez tworzenie warunków do budowy i funkcjonowania nowych jednostek kogeneracyjnych, natomiast po blisko siedmioletnim okresie praktycznego stosowania tego sposobu kształtowania taryf dla ciepła, można zauważyć, iż rozwiązania stosowane na podstawie § 13 rozporządzenia taryfowego dla ciepła promują przede wszystkim istniejące jednostki kogeneracyjne, bowiem wprowadzenie w życie uproszczonego sposobu kształtowania taryf dla ciepła nie spowodowało znacznego przyrostu nowych mocy jednostek kogeneracyjnych (a to było celem nowelizacji ustawy – Prawo energetyczne w 2010 r., wytyczonym przez Politykę energetyczną Polski do 2030 r.).
Zgodnie z brzmieniem art. 46 ust. 5 ustawy – Prawo energetyczne [2], przy określaniu w drodze rozporządzenia szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf dla ciepła oraz szczegółowych zasad rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło, należy brać pod uwagę m.in. ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i opłat oraz równoprawne traktowanie odbiorców. Propozycja Prezesa URE dotycząca możliwości uwzględnienia spadku planowanego przychodu, a nie tylko jego wzrostu, a także propozycja ograniczenia możliwości zmiany planowanego przychodu w ustalanych taryfach dla ciepła w sposób uproszczony, poprzez wyeliminowanie ze wzoru §13 ust. 6 rozporządzenia taryfowego dla ciepła [8] dodatkowych 2 punktów procentowych, o które może planowany przychód zmienić się (dodatkowo wzrosnąć) w stosunku do zmiany średnich cen ciepła publikowanych przez Prezesa URE na podstawie art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy – Prawo energetyczne – zmierzała do zrealizowania ustawowych przesłanek art. 46 ust. 5.
Poniżej argumenty wskazujące na słuszność przyjęcia powyższej opisanego podejścia Prezesa URE przy uproszczonym kształtowaniu taryf dla ciepła.
Porównanie cen ciepła
W celu zobrazowania argumentów podniesionych powyżej, w tabeli 1 zaprezentowano porównanie średnich cen ciepła wytworzonego w kraju w latach obowiązywania uproszczonego sposobu kształtowania taryf dla ciepła, z cenami ciepła ze źródeł nie będących jednostkami kogeneracyjnymi oraz z cenami ciepła wyłącznie ze źródeł kogeneracyjnych. Dodatkowo w tabeli umieszczono wiersz prezentujący średnie ceny ciepła z kogeneracji, przedsiębiorstw energetycznych zaopatrujących w ciepło 10 największych systemów ciepłowniczych w Polsce (wyboru dokonano na podstawie liczby ludności miast Polski). Ta część tabeli jest opracowana na podstawie sprzedaży ciepła z każdego minionego roku kalendarzowego. Wielkości zostały przetworzone na podstawie danych zebranych przez Prezesa URE w corocznym badaniu koncesjonowanych przedsiębiorstw zajmujących się dostawą ciepła.
Średnie ceny ciepła i ich zmiany na tle inflacji
Na podstawie rejestru taryf, określono średnie ceny ciepła w taryfach zatwierdzonych w sposób uproszczony w latach. Te wielkości, zgodnie z §13 rozporządzenia taryfowego dla ciepła zostały ustalone na podstawie przychodu planowanego na pierwszy rok obowiązywania taryfy. Więc te dane są opóźnione o około rok w stosunku do prezentowanych innych cen.
Pod każdym wierszem prezentującym średnie ceny ciepła umieszczono wiersz określający zmianę średnich cen ciepła.
W celu umożliwienia odniesienia się do warunków makroekonomicznych, zaprezentowano wiersz zawierający wskaźnik średnich cen towarów i usług konsumpcyjnych (inflacja średnioroczna).
Wiersz A – Średnie ceny wytworzonego ciepła w kraju ze wszystkich źródeł [zł/GJ]
Wiersz B – Zmiany średnich cen ciepła z wiersza „A” [%]
Wiersz C – Średnie ceny ciepła z jednostek nie będących kogeneracyjnymi [zł/GJ]
Wiersz D – Zmiana średnich cen ciepła z wiersza „C” [%]
Wiersz E – Średnie ceny ciepła z wszystkich jednostek kogeneracyjnych [zł/GJ]
Wiersz F – Zmiana średnich cen ciepła z wiersza „E” [%]
Wiersz G – Średnie ceny ciepła z kogeneracji 10 największych miast Polski [zł/GJ]
Wiersz H – Zmiana średnich cen ciepła z wiersza „F” [%]
Wiersz I – Średnie ceny ciepła w taryfach ukształtowanych w sposób uproszczony [zł/GJ]
Wiersz K – Zmiana średnich cen ciepła z wiersza „I” [%]
Wiersz L – Wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych (inflacja średnioroczna) [%]
Z zaprezentowanych średnich cen ciepła wynika, że najwyższymi wartościami średnich cen ciepła charakteryzują się źródła nie będące jednostkami kogeneracyjnymi (przede wszystkim źródła nie mające możliwości czerpania korzyści z efektu skali). Dążenie do osiągnięcia tych cen przez źródła kogeneracyjne o cenach najniższych, ale wynikających z rzetelnej analizy kosztów przez Prezesa URE w kształtowanych taryfach dla ciepła do 2010 r. (przed możliwością kształtowania taryf w sposób uproszczony) należałoby ograniczyć. Sposobem na osiągnięcie tego celu mogło być pominięcie 2 punktów procentowych we wzorze określającym możliwą zmianę planowanych przychodów dla źródeł kogeneracyjnych (zmniejszono tę wartość do 1,25 punktu procentowego dla cen zbliżonych do średniej ceny publikowanej przez Prezesa URE – ceny referencyjnej).
Na rysunku 1 i 1a zaprezentowano zmiany średnich cen ciepła w źródłach pogrupowanych, jak w wierszach tabeli 1 „A”, „C”, „E”, „G” na tle wskaźnika zmian cen towarów i usług.
Największymi zmianami charakteryzuje się grupa średnich cen ciepła wytwarzanego w kogeneracji przez wybrane przedsiębiorstwa energetyczne zaopatrujące w ciepło największe miasta w Polsce. Uwagę należy zwrócić na fakt, że do 2017 r. nie było przypadku spadku średnich cen z kogeneracji – wszystkie zmiany to wzrosty. Poniżej plasują się zmiany średnich cen ciepła ze źródeł kogeneracyjnych w całym kraju, które również nie odnotowały spadku do 2017 r.
Kolejne dwie grupy średnich cen ciepła to źródła z całego kraju, które w 2016 r. wykazały niewielki spadek oraz średnie ceny ciepła ze źródeł bez jednostek kogeneracji, dla których taryfy zatwierdza się wyłącznie na bazie analizy kosztów, które odnotowały spadek w trzech ostatnich latach.
W odniesieniu do wskaźnika cen towarów i usług konsumpcyjnych, zmiany średnich cen ciepła ze źródeł kogeneracyjnych są znacznie powyżej zmian tego wskaźnika (inflacji), pomimo, iż zmiany średnich cen ciepła, na podstawie których oblicza się cenę referencyjną, w ostatnim okresie były ujemne. Decydują o tym nie tylko przesunięcie skutku niskich cen paliwa węglowego w ubiegłych latach (które jest dominującym paliwem stosowanym przy wytwarzaniu ciepła) oraz inercja zastosowania publikowanych średnich cen ciepła do obliczenia ceny referencyjnej w taryfie uproszczonej dla kolejnego okresu (planowanego pierwszego roku stosowania po zatwierdzeniu taryfy). Fundamentalnym czynnikiem rodzącym taką sytuację jest możliwość zwiększenia planowanego przychodu o 2 punkty procentowe powyżej dynamiki średnich cen ciepła publikowanych przez Prezesa URE (ze źródeł nie posiadających jednostek kogeneracji).
Na rysunku 2 pokazano skumulowane wielkości zaprezentowanych powyżej zmian.
W celu podkreślenia narastających różnic pomiędzy skumulowanymi wielkościami zmian średnich cen ciepła z kogeneracji w odniesieniu do skumulowanej inflacji, na rysunku 3 zaprezentowano trendy zmian.
Kondycja ekonomiczna przedsiębiorstw
W związku z faktem, że źródła wytwarzające energię elektryczną i ciepło w kogeneracji są praktycznie nierozłączalne (ciepło użytkowe w kogeneracji to ciepło wytwarzane w kogeneracji, służące zaspokojeniu niezbędnego zapotrzebowania na ciepło lub chłód, które gdyby nie było wytworzone w kogeneracji, zostałoby pozyskane z innych źródeł) – gdyby nie ciepło, nie byłoby kogeneracji – również sytuację ekonomiczno-finansową należy oceniać dla całego źródła kogeneracyjnego. Bowiem w przypadku przedsiębiorstw wytwarzających ciepło i energię elektryczną w kogeneracji, wynik na samej tylko działalności ciepłowniczej nie zawsze jest odzwierciedleniem ich faktycznej sytuacji finansowej jako całego źródła. Nie da się bowiem rozdzielić wytwarzania energii elektrycznej i ciepła z punktu widzenia oceny efektywności działania całego przedsiębiorstwa.
Dlatego też, na rysunku 6 przedstawiono rentowność na sprzedaży energii elektrycznej i ciepła ogółem dla wybranych przedsiębiorstw energetycznych zaopatrujących w ciepło ze źródeł kogeneracyjnych 10 największych miast w Polsce.
Kondycję ekonomiczno-finansową wybranych przedsiębiorstw należy ocenić jako bardzo dobrą i nie było powodów do obaw o kondycję ekonomiczno-finansową po ewentualnym ograniczeniu możliwości wzrostu przychodów ze sprzedaży ciepła dla tych przedsiębiorstw poprzez wyeliminowanie dodatkowych 2 p.p. ze wzoru §13 ust.5 rozporządzenia taryfowego dla ciepła
Zmiany średnich cen ciepła ex post ich stosowania w odniesieniu do inflacji
Zmiany średnich cen ciepła ex post ich stosowania w odniesieniu do inflacji
Skumulowane zmiany średnich cen ciepła, na tle skumulowanej inflacji w latach
Trandy skumulowanych zmian średnich cen ciepła wytworzonego w kogeneracji, na tle trendu skumulowanej inflacji
Rentowność sprzedaży energii elektrycznej i ciepła wybranych przedsiębiorstw zaopatrujących w ciepło ze źródeł kogeneracyjnych 10 największych miast w Polsce Źródło: Opracowanie URE na podstawie danych ze sprawozdania G-10.2 – Sprawozdanie o działalności elektrowni cieplnej zawodowej
Podsumowanie argumentów
Biorąc pod uwagę powyżej zaprezentowany materiał, autor uważa za zasadne stanowisko Prezesa URE, w którym proponowano zmianę wzoru §13 ust. 6 rozporządzenia taryfowego dla ciepła [8] poprzez usunięcie składnika „+2%”.
Zarówno ocena kondycji ekonomiczno- finansowej największych źródeł kogeneracyjnych zaopatrujących w ciepło największe miasta w Polsce, jak i wizerunek podsektora wytwórców ciepła w kogeneracji jako całości daje powody, aby w przyszłości zweryfikować możliwe zwiększenie opłat za dostawę ciepła z kogeneracji w celu równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców ciepła. Niezbędne też wydaje się zastąpienie ograniczenia wyłącznie wzrostu planowanych przychodów ograniczeniem ich zmiany, uwzględniając możliwość spadku średniej ceny ciepła przy uproszczonym kształtowaniu taryf dla ciepła, o ile cena ta będzie zmniejszać się w przedsiębiorstwach, których taryfy podlegają ocenie poprzez szczegółową analizę kosztów. Będzie to sprawiedliwym odzwierciedleniem zmian otoczenia zewnętrznego przedsiębiorstw.
Bezzasadne jest realizowanie bezpodstawnego dążenia zrównania średnich cen ciepła wytwarzanego w kogeneracji, w której z założenia zapewniona jest oszczędność zużywanej energii pierwotnej z cenami ciepła wytworzonego w źródłach bez tej korzyści, zwłaszcza, że są to źródła małe, nie korzystające z efektu skali. Za realizowanie takiego dążenia nie może płacić odbiorca.
Artykuł przedstawia osobiste poglądy autora i nie odzwierciedla stanowiska
Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki ani innych organów administracji rządowej.
L I T E R AT U R A
[1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE (Dz. U. UE L z 2012 r. Nr 315, poz. 1 z późn. zm.)
[2] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (tj. Dz. U. z 2018 r. poz. 755 ze zmianami)
[3] Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, (tj. Dz. U. z 2017 r. poz. 1148 z późn. zm.)
[4] Ustawa z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej (Dz. U. z 2016 r. poz. 831 z późn. zmianami)
[5] Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 18 maja 2017 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku i warunków technicznych zakupu ciepła z odnawialnych źródeł energii oraz warunków przyłączania instalacji do sieci (Dz. U. z 2017 r. poz. 1084)
[6] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 15 stycznia 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemów ciepłowniczych (Dz. U. z 2007 r. Nr 16, poz. 92)
[7] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 17 września 2010 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło (Dz. U. z 2010 r. Nr 194, poz. 1291)
[8] Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 22 września 2017 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło (Dz. U. z 2017 r. poz. 1988)