Urząd Regulacji Energetyki

Są to przedsiębiorstwa różne – stare i nowe, duże i mniejsze, działające na wielu obszarach, w rozmaitych formach organizacyjnych i z różnym kapitałem.

Na wstępie należy zaznaczyć, że pierwsze przeglądy regulacyjne były w znacznym stopniu utrudnione z uwagi na fakt, że przedsiębiorstwa ciepłownicze stosowały najrozmaitsze ceny i stawki opłat z tytułu dostarczania ciepła do odbiorców (często ryczałtowe) niedostosowane do przepisów prawa energetycznego. Dużą trudnością był również brak odpowiedniego podziału odbiorców na grupy, co powodowało, że dla niektórych odbiorców wzrost opłat z tytułu wprowadzenia I taryf dla ciepła był bardzo dotkliwy.

Jednak największe problemy (dotyczyło to zresztą nie tylko I taryf dla ciepła) sprawiały regulatorowi przedsiębiorstwa energetyczne poprzez nierzetelną, często niespójną, a przede wszystkim nader roszczeniową postawę w prezentowaniu kosztów, stanowiących bazę do ustalenia cen i stawek opłat.

Charakterystycznym przykładem istotnych problemów w przeglądzie regulacyjnym dotyczącym zatwierdzania taryf dla ciepła są dwa duże przedsiębiorstwa ciepłownicze, z których jedno jest wytwórcą ciepła (pracującym w układzie skojarzonym), a drugie dystrybutorem ciepła. Obydwa przedsiębiorstwa funkcjonują na terenie jednego miasta. Właśnie z uwagi na skalę sprzedaży ciepła, istotne znaczenie w przypadku tych przedsiębiorstw mają wnioskowane wzrosty opłat za ciepło, jak również terminy wprowadzania zmian cen i stawek opłat. W rozpatrywanym przykładzie, w przypadku dystrybutora ciepła, podczas wszystkich przeglądów regulacyjnych, na podstawie szczegółowej analizy wniosków taryfowych, zmniejszano proponowany wzrost opłat za przesyłanie i dystrybucję ciepła w poszczególnych latach od ok. 5 do ok. 11%. Cechą znamienną taryfy tego przedsiębiorstwa jest fakt, że ustaliło ono w niej dość wysoką stawkę opłaty abonamentowej, argumentując to wysokimi kosztami związanymi z windykacją należności od odbiorców ciepła. Jednocześnie dystrybutor postuluje w negocjacjach z URE, że częściowo tymi kosztami powinien być obciążony wytwórca ciepła.

W przypadku przedsiębiorstwa zajmującego się wytwarzaniem ciepła, z uwagi na skojarzony z energią elektryczną sposób wytwarzania ciepła i wskaźnikowy sposób ustalania zużycia paliwa na obydwa rodzaje energii, dokonano weryfikacji kosztów prognozowanych przez przedsiębiorstwo w taki sposób, aby dynamika wzrostu opłat za ciepło i energię elektryczną była akceptowalna przez odbiorców. Charakterystyczne dla wytwórcy ciepła w omawianym przykładzie jest to, że udział opłat stałych w I taryfie dla ciepła wyniósł ok. 30%, a w kolejnej już tylko 18%, co świadczy o wyraźnej zmianie przez to przedsiębiorstwo filozofii podejścia do struktury taryfy, podyktowanej prawdopodobnie zmianą (zmniejszeniem) mocy zamówionej przez odbiorców.

Należy zaznaczyć, że przewidywana w 2000 r. zmiana rozporządzenia taryfowego spowodowała, że wytwórca ciepła spodziewając się korzystniejszych dla niego uregulowań (wprowadzenie obowiązku zakupu energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu) 5-krotnie występował z wnioskiem do regulatora o przedłużenie terminu obowiązywania taryfy dotychczasowej.

Dystrybutor ciepła z kolei, interpretując nowelizację z dnia 26 maja 2000 r. ustawy – Prawo energetyczne, w części dotyczącej uzmiennienia stawek opłat przesyłowych, na swoją korzyść, spowodował pewne „zamieszanie” związane z tym uzmiennieniem. Komplikacje wynikały z tego, że nowa taryfa dla ciepła (po prawidłowym dokonaniu uzmiennienia) została wprowadzona na początku grudnia 2000 roku, a więc w okresie zwiększonego zużycia ciepła, co u wielu odbiorców spowodowało negatywne reakcje wynikające z dużych podwyżek opłat za ciepło w sezonie grzewczym.

Zagadnieniem, które we wszystkich przeglądach regulacyjnych było przedmiotem uciążliwych negocjacji w przypadku obydwu przedsiębiorstw, a zwłaszcza w negocjacjach z dystrybutorem, był poziom kosztów modernizacji i rozwoju. Rozbudowany program inwestycyjny polegający w przeważającej części na wymianie zamortyzowanych sieci ciepłowniczych oraz węzłów cieplnych jest zadaniem ambitnym, ale trudnym do społecznego zaakceptowania, z uwagi na wysokie koszty takiego programu, przekładające się na wzrost opłat za ciepło dla odbiorców finalnych. „Zawyżenie” kosztów modernizacji i rozwoju wynikało także z przyjęcia przez przedsiębiorstwa do kalkulacji cen i stawek opłat średniorocznych kosztów modernizacji, ustalanych w oparciu o planowane nakłady inwestycyjne. Taka interpretacja powodowała, że koszty te kumulowały się w końcowych okresach (latach) planów inwestycyjnych, oddalając ich rozliczenie na okresy późniejsze tj. poza termin ustalony na kolejny przegląd regulacyjny. Aby wyeliminować nadmierny wzrost opłat za ciepło z tytułu wysokich kosztów modernizacji i rozwoju, wzywano przedsiębiorstwa do przedstawienia harmonogramu realizacji zadań inwestycyjnych i modernizacyjnych oraz wzywano je do rzeczowego rozliczenia wykonania poszczególnych zadań.

Innym utrudnieniem w weryfikacji wniosków taryfowych opisywanych przedsiębiorstw, były zmiany organizacyjne tych przedsiębiorstw w analizowanym okresie, polegające na wydzielaniu z ich struktur różnych spółek, zajmujących się z reguły działalnością usługową na rzecz przedsiębiorstw. Kosztami takiej restrukturyzacji próbowano obciążyć odbiorców ciepła, gdyż wprawdzie, w takiej sytuacji, koszty usług własnych malały, to jednak wielokrotnie rosły koszty usług obcych.

Kolejnym problemem pojawiającym się w trakcie przeglądu regulacyjnego obu przykładowych przedsiębiorstw była wskaźnikowa metoda ustalania planowanych kosztów. Przedsiębiorstwa bez należytej analizy czy oceny własnej sytuacji ekonomicznej, a także uwarunkowań rynku lokalnego, przyjmowały we wnioskach taryfowych do kosztów planowanych, wskaźniki makroekonomiczne z ustawy budżetowej. Dokonana przez regulatora szczegółowa analiza kosztów, wynikających zarówno ze zmian organizacyjnych przedsiębiorstw jak również wynikających ze wskaźnikowej metody ustalania wydatków planowanych, powodowała ich urealnienie i ustalenie na poziomie możliwym do akceptacji przez odbiorców ciepła.

Należy podkreślić, że jakkolwiek w sprawie kosztów przyjmowanych przez opisywane przedsiębiorstwa, do ustalania cen i stawek opłat, wpływ regulatora (co wykazano wyżej) jest znaczący, to już w sprawie terminu obowiązywania taryf w analizowanym przykładzie, wpływ ten jest bardzo ograniczony. Wytwórca ciepła jako producent ciepła w skojarzeniu z produkcją energii elektrycznej ma termin obowiązywania taryfy ściśle określony przepisami (30 czerwca każdego roku), natomiast dystrybutor ciepła nie wyraża zainteresowania doprowadzeniem do zrównania terminu obowiązywania taryfy z wytwórcą ciepła. Doświadczenia Oddziału Południowo-Zachodniego wskazują, że pożądanym rozwiązaniem byłoby doprowadzenie do przeglądów regulacyjnych obu przedsiębiorstw w tym samym okresie. Skorzystaliby na tym przede wszystkim odbiorcy, ponieważ:

1) możliwa byłaby rzeczywista ocena skutków tych przeglądów (tj. wzrostu opłat za ciepło) dla odbiorców końcowych,

2) ograniczeniu uległaby częstotliwość zmian cen ciepła w ciągu roku, które to zmiany najczęściej wywołują społeczne niezadowolenie.

Innym przykładem ilustrującym złożoność procesu taryfowania są dwa przedsiębiorstwa ciepłownicze, działające na terenie wielu miejscowości i różnych województw, eksploatujące źródła ciepła o bardzo zróżnicowanej mocy cieplnej i na różne paliwa, w tym – gazowe.

Jedno z tych przedsiębiorstw działa na terenie 16 miejscowości, produkując ciepło w ponad 100 kotłowniach (w tym 90 źródeł stanowią kotłownie lokalne) a ponadto eksploatuje 7 systemów ciepłowniczych. Przeważająca liczba kotłowni lokalnych to kotłownie gazowe (73 źródła), następnie kotłownie koksowo-węglowe (11 źródeł) i kotłownie olejowe (6 źródeł).

Właśnie kotłownie lokalne przysparzały zarówno przedsiębiorstwu energetycznemu jak i regulatorowi wielu problemów w ustaleniu cen i stawek opłat za ciepło na odpowiednim poziomie, tzn. możliwym do zaakceptowania przez odbiorców. Wynikało to z tego, że w znacznej części przypadków poziom kosztów uzasadnionych, będący następstwem modernizacji kotłowni, czy budowy nowych kotłowni ekologicznych, był tak wysoki, że wyliczone na jego podstawie ceny i stawki opłat za ciepło nie mogły uzyskać akceptacji odbiorców. W tej sytuacji przedsiębiorstwo, w uzgodnieniu z regulatorem, zdecydowało się na zastosowanie uśrednienia cen ciepła, poprzez grupowanie źródeł lokalnych ze względu na rodzaj zużywanego paliwa, oczywiście na okres przejściowy, aby nie wywołać „szoku cenowego” u odbiorców ciepła.

Pomimo tego „zabiegu” ceny ciepła dla odbiorców końcowych z kotłowni lokalnych wynoszą:

i są wyższe od ceny ciepła ze źródeł scentralizowanych, która wynosi ok. 38 zł/GJ, ale nie jest to już różnica drastyczna.

Drugie z przedsiębiorstw działa na terenie 20 miejscowości, produkując ciepło w 49 źródłach na różne paliwo, o bardzo zróżnicowanej mocy cieplnej. Najmniejszą moc ma kotłownia gazowa (64 kW), a największą kotłownia opalana miałem węglowym (51 MW). Jest to przedsiębiorstwo prywatne, które większość systemów ciepłowniczych przejęło do eksploatacji w wyniku przetargów publicznych, na podstawie umów dzierżawy tych systemów, gdzie jednym z głównych punktów tych umów jest możliwość modernizacji systemów ciepłowniczych, w porozumieniu z podmiotem wydzierżawiającym.

Średnie ceny ciepła dla odbiorców ze źródeł eksploatowanych przez to przedsiębiorstwo wynoszą:

Są to ceny dość wysokie, gdyż przedsiębiorstwo zamierza odzyskać zainwestowany kapitał w niezbyt odległym terminie. Jednak w czasie ostatniego przeglądu regulacyjnego oczekiwania przedsiębiorstwa w złożonym wniosku taryfowym, ponad 17% wzrostu opłat za ciepło, zostały zweryfikowane przez regulatora do poziomu poniżej 11%. Dodać przy tym należy, iż analiza taryfowych wniosków przedsiębiorstwa jest bardzo pracochłonna, gdyż oprócz licznych systemów ciepłowniczych, przedsiębiorstwo stara się wykorzystać wszystkie możliwości powiększenia kosztów działalności (zwłaszcza strat przesyłania ciepła) celem maksymalizacji przychodów, jeśli tylko znajduje jakiekolwiek oparcie w przepisach prawa. Dbałość o interesy odbiorców ciepła jest na dalszym planie, gdyż np. automatyzację węzłów cieplnych, mogącą doprowadzić do bardziej efektywnego zużycia ciepła przez odbiorców, przedsiębiorstwo przesuwa na dalszy termin. Dodatkowym problemem było ustalenie właściwego podziału kosztów wspólnych, dla poszczególnych systemów ciepłowniczych na rodzaje działalności, na przykład kosztów tworzonych rezerw na niezapłacone w terminie należności.

W przypadku obydwu przedsiębiorstw istotne trudności wystąpiły przy analizie i weryfikacji kosztów eksploatacji źródeł produkujących ciepło i energię elektryczną w skojarzeniu. Przedsiębiorstwa inwestując znaczne środki w budowę takich źródeł, liczyły na szybkie ich odzyskanie, argumentując bardzo mocno w czasie całego postępowania ekologiczny aspekt tych inwestycji (w obydwu przedsiębiorstwach są to układy gazowe). Okazało się jednak, że pomimo niewątpliwych zalet układów skojarzonych, są to inwestycje kosztowne, a energia elektryczna produkowana w takich układach jest relatywnie droga. Dodatkowym problemem są trudności w odpowiednim przypisaniu kosztów zużywanego paliwa gazowego na produkcję ciepła oraz na produkcję energii elektrycznej, co powoduje, że przedsiębiorstwa w sposób dla siebie korzystny przyjmują pewne wielkości, które jak się okazuje po przeprowadzeniu szczegółowej analizy przez regulatora, nie mają ani technicznego, ani ekonomicznego uzasadnienia. Ponadto daje się ostatnio zauważyć próbę wywierania pewnego nacisku na regulatora przez organizacje ciepłownicze, prawdopodobnie z inspiracji omawianych tu przedsiębiorstw, w sprawie zastosowania preferencji wobec źródeł produkujących ciepło i energię elektryczną w skojarzeniu, w oparciu o paliwo gazowe. Dlatego regulator, uwzględniając niewątpliwy przywilej, jakim jest obowiązek zakupu energii elektrycznej wyprodukowanej w tzw. pełnym skojarzeniu, stara się ograniczyć dynamikę wzrostu cen energii produkowanej w takich układach, biorąc pod uwagę także inne czynniki, a zwłaszcza realia rynkowe.

Kolejny przykład występowania wielu problemów podczas przeglądów regulacyjnych, zatwierdzania taryf dla ciepła dotyczy dwóch przedsiębiorstw ciepłowniczych z udziałem kapitału zagranicznego. Są to przedsiębiorstwa powstałe stosunkowo niedawno, które korzystając z trudności finansowych z jakimi borykały się (i borykają nadal) zwłaszcza gminy, ale także niektóre spółdzielnie mieszkaniowe, rozpoczęły ekspansję na lokalne rynki ciepła. Przedsiębiorstwa te działają na terenie wielu miejscowości, różnych województw, eksploatując głównie niewielkie źródła ciepła o mocy cieplnej poniżej 1 MW, gdzie podstawowym paliwem jest gaz ziemny, a tylko w nielicznych olej opałowy. W niektórych przypadkach wraz ze źródłami ciepła, przedsiębiorstwa te eksploatują sieci ciepłownicze.

Jedno z tych przedsiębiorstw działa na terenie 26 miejscowości, w 7 województwach, eksploatując 39 źródeł ciepła, z czego 36 źródeł to kotłownie gazowe. Średnie ceny ciepła dla odbiorców, ze źródeł tego przedsiębiorstwa wynoszą:

Prognozowany przez przedsiębiorstwo wzrost opłat za ciepło w pierwszej wersji wniosku taryfowego w wysokości ok. 33%, został po długotrwałej (kilka miesięcy) i szczegółowej analizie prowadzonej przez regulatora, obniżony do średniej wysokości ok. 17,5%.

Drugie przedsiębiorstwo prowadzi działalność na terenie 5 miejscowości, w 3 województwach, eksploatując 6 źródeł ciepła, z czego 5 źródeł to kotłownie gazowe.

Średnie ceny ciepła dostarczanego przez to przedsiębiorstwo dla odbiorców wynoszą:

W pierwszej wersji wniosku taryfowego przedsiębiorstwo przedstawiło koszty prowadzące do podwyżek opłat za ciepło o ok. 30,5% w stosunku do opłat dotychczas stosowanych. Po bardzo długich negocjacjach oraz dokładnej analizie i weryfikacji tych kosztów w Południowo-Zachodnim Oddziale Terenowym, ostatecznie podwyżka opłat za ciepło wyniosła średnio ok. 16,5%.

Przytoczone wyżej średnie ceny ciepła dostarczanego przez powstające ostatnio przedsiębiorstwa z udziałem kapitału zagranicznego są wysokie. Stąd między innymi wynikał długotrwały proces związany z zatwierdzaniem taryf tych przedsiębiorstw oraz trudne analizy i negocjacje, mające na celu doprowadzenie do optymalnych rozwiązań. Przyczyny wysokich cen ciepła, co wynika z doświadczeń regulatora, są różne. Jedną z nich było przejmowanie, w większości przypadków, wyeksploatowanych źródeł ciepła, co wiązało się z koniecznością zainwestowania odpowiedniego kapitału, a następnie dążeniem inwestora do szybkiego jego odzyskania. Kolejną przyczyną był wspomniany już brak środków finansowych, a także brak znajomości szczegółowych uregulowań prawnych, zwłaszcza w gminach, które mając ustawowy obowiązek organizacji zaopatrzenia w ciepło na swoim terenie, bardzo często korzystały z ofert firm, które posiadanie takich środków finansowych deklarowały. Stąd warunki określane przez gminy w ogłaszanych przetargach na zaopatrzenie w ciepło, a zwłaszcza podpisywane później umowy na dostarczanie ciepła do obiektów gminy, dalekie były od zgodności z postanowieniami jakie w tym zakresie nakłada ustawa – Prawo energetyczne oraz przepisy wykonawcze do tej ustawy.

Właśnie konstrukcja zawieranych z tymi przedsiębiorstwami umów budzi najwięcej zastrzeżeń, gdyż klauzule waloryzacyjne miesięczne lub roczne, w zależności od wielu czynników, m.in. kursu walut, cen paliw, inflacji czy przeciętnego wynagrodzenia w sektorze przedsiębiorstw, nie znajdują uzasadnienia w przepisach prawa energetycznego. Ponadto warunki tych umów, które zazwyczaj były zawierane na okres 20 lat, nie dawały możliwości ich wypowiedzenia bez wypłaty wysokich odszkodowań, przekraczających z reguły możliwości płatnicze odbiorców ciepła, co praktycznie uniemożliwiało ich rozwiązanie.

Podsumowując opisane przypadki przeglądów regulacyjnych dotyczące procesu zatwierdzania taryf dla ciepła wybranych przedsiębiorstw ciepłowniczych, należy stwierdzić, że były to przede wszystkim przypadki skomplikowane. Wszystkie sprawy wymagały dużego zaangażowania zarówno ze strony pracowników regulatora jak i pracowników przedsiębiorstw aplikujących o zatwierdzenie taryf. Na podkreślenie zasługuje fakt, że pomimo niewątpliwych różnic w kierunkach tego zaangażowania, a zwłaszcza różnic w podejściu do pojęcia „koszty uzasadnione”, przejawiających się w tym, że przedsiębiorstwa ciepłownicze dążyły do powiększenia tych kosztów na różne sposoby, celem maksymalizacji przychodów – a regulator odwrotnie – to jednak w końcu udawało się znaleźć rozwiązania optymalne, umożliwiające zatwierdzenie taryf.