Nowe taryfy na nowe czasy. Zmiana zasad taryfowania ciepła systemowego jako warunek transformacji sektora i konkurencyjności cenowej

Mechanizm kształtowania cen ciepła systemowego w Polsce, wprowadzony nieobowiązującym już rozporządzeniem taryfowym1 w 1998 r., pomimo wielokrotnych nowelizacji, wciąż nie przystaje do współczesności. To ramy ograniczające swobodę działań modernizacyjnych oraz realizowanie nowych rozwiązań biznesowych w ciepłownictwie. To hibernacja status quo – sektor technologicznie przez cały czas tkwi w rozwiązaniach pochodzących z połowy XX wieku. Polskie ciepłownictwo potrzebuje więc mechanizmów, które uwolnią innowacyjność oraz przyspieszą procesy inwestycyjne w nowe czyste technologie, gwarantujące odbiorcom dostawy ciepła bez ryzyka szoków cenowych.

Kondycja polskiego ciepłownictwa

Obecny system taryfowania ciepła² łączy kontrolę kosztową sektora z równoległą ochroną odbiorców przed nieuzasadnionym wzrostem cen. Jednocześnie w swoich założeniach ma zapewnić przedsiębiorstwom możliwość rozwoju i osiągnięcia stabilnego zwrotu z inwestycji.

Tyle w teorii. W praktyce sytuacja wygląda inaczej. Przedsiębiorstwa w większości wykorzystują przestarzałe technologie, a obecny model operacyjny nie nadąża za dynamicznymi wyzwaniami współczesnego rynku energii i potrzebami związanymi z transformacją ciepłownictwa. Polski sektor ciepłowniczy stoi przed ogromnymi inwestycjami w dekarbonizację i modernizację infrastruktury. Przedsiębiorstwa ciepłownicze mają poważne trudności finansowe – rentowność branży jest alarmująca, a szczególnie źle radzą sobie małe i średnie systemy.

Funkcjonujący dzisiaj mechanizm kształtowania taryf pozwala pokryć głównie bieżące koszty operacyjne, nie zapewniając firmom możliwości wygenerowania wystarczających zysków potrzebnych do realizacji kolejnych inwestycji rozwojowych. Konieczne są zmiany prawne, by taryfy uwzględniały także środki na rozwój i modernizację, a nie tylko „przetrwanie”. Brak takich możliwości blokuje transformację – firmy nie mają środków ani zachęt do inwestowania w czyste technologie, które mogłyby dostarczyć ciepło taniej. W efekcie mamy nieadekwatny do obecnych wyzwań majątek wytwórczy, duży udział paliw kopalnych i wysokie koszty produkcji ciepła.

Przedsiębiorstwa ciepłownicze muszą się zmienić, o ile chcą być konkurencyjne cenowo i wykorzystać cały swój potencjał. Dysponują olbrzymim rynkiem oraz mają możliwość uzyskania korzyści płynących z integracji z sektorem elektroenergetycznym. Jednak czasy ich naturalnego monopolu powoli przemijają. Pojawiają się technologie alternatywne, np. pompy ciepła oraz technologie wykorzystujące energię słoneczną. Zaczyna być widoczna konkurencja na lokalnych rynkach ciepła. Pojawiają się przedsiębiorstwa oferujące usługi energetyczne oraz własne źródła energii.

Stanowi to jednocześnie zagrożenie dla dotychczasowych dostawców ciepła systemowego. Odłączenia od sieci ciepłowniczych i przejście na własne źródła powodują obciążenie niezmienionym kosztem stałym pozostałych użytkowników ciepła systemowego, czyli wzrost ceny ciepła. Grozi to niezadowoleniem odbiorców ciepła, kolejnymi odłączeniami i w konsekwencji zagrożeniem dla dalszego funkcjonowania przedsiębiorstw. Sektor ciepłowniczy musi aktywniej wyjść naprzeciw wyzwaniom i konkurencji rynkowej. Potrzebuje nowych modeli biznesowych i elastycznego funkcjonowania w ścisłej integracji z systemem elektroenergetycznym, aby móc zapewnić atrakcyjną ofertę swoim klientom.

W tym celu pod koniec 2025 r. Ministerstwo Energii przystąpiło do prac nad korektą zasad kształtowania cen ciepła. Przedstawiony do konsultacji publicznych projekt ustawy deregulacyjnej (UDER92³) jest krokiem w dobrą stronę, dając szansę na przyspieszenie modernizacji ciepłownictwa. Zawarte w nim propozycje zmian dotyczą m.in.:

• zasad ustalania zwrotu z kapitału oraz zwiększenie ich motywacyjnego charakteru w celu pobudzenia inwestycji w źródła bezemisyjne,
• wprowadzenia swobody rozliczeń za ciepło z odbiorcami przemysłowymi,
• większenia elastyczności operacyjnej ciepłownictwa dzięki stymulacji budowy magazynów ciepła oraz kotłów elektrodowych,
• wsparcia rozwoju kogeneracji.

Zaproponowane zmiany są ważnym krokiem w pożądanym kierunku, ale nie zapewniają one wszystkich niezbędnych rozwiązań. Potrzebne są szerokie spojrzenie na sektor oraz dalsze zmiany prawa dostosowane do wizji transformacji sektora. Jednym z kierunków działania powinny być dalsze prace nad mechanizmami finansowania i kształtowania cen ciepła, które zapewnią efektywne kosztowo przemiany krajowego ciepłownictwa systemowego.

Niniejsza analiza jest próbą pokazania szerszej gamy wyzwań i działań, które powinny zostać podjęte w obszarze taryfowania ciepła, aby wesprzeć przemiany w sektorze. Należy podkreślić, iż przedstawione propozycje korekty mechanizmu kształtowania ceny ciepła w niektórych przypadkach mogą prowadzić do przejściowego wzrostu cen ciepła. Zaniechanie działań będzie jednak prowadziło do zdecydowanie większych i trwałych wzrostów cen oraz kosztów ogrzewania dla odbiorców. Ostatecznie źródło finansowania modernizacji sektora jest decyzją polityczną, która pozwoli rozstrzygnąć, na ile modernizacja będzie wynikała z wyższych taryf, a ile np. z programów dotacyjnych lub pożyczek niskoprocentowych.

Jak dotychczasowy model finansowy ukształtował polskie ciepłownictwo

Dzisiejsze zasady taryfowania powstały pod koniec pierwszej dekady przemian ustrojowych Polski u schyłku XX wieku. Był to okres wielkich zmian w sektorze energii i ciepłownictwa, a przede wszystkim terapia szokowa urealniania kosztów dostawy ciepła. Nastąpiło wówczas przejście od cen urzędowych, wyznaczanych uchwałami Rady Ministrów, do cen odzwierciedlających prawdziwe koszty. Już samo to było rewolucyjne, a szoki cenowe nieuniknione. Dlatego powstanie w 1997 r. Urzędu Regulacji Energetyki (URE), który miał nadzorować raczkujący rynek energii i stanowić jednocześnie tarczę dla odbiorców energii, było koniecznością. Przedsiębiorstwa ciepłownicze znajdowały się w fatalnej kondycji technicznej, straty ciepła były ogromne, a parametry środowiskowe opłakane. Alternatyw technicznych dla odbiorców ciepła systemowego nie było. Mieliśmy naturalny monopol przedsiębiorstw i ogromne koszty przenoszone na mieszkańców miast. Sytuacja wymagała więc prawnego uporządkowania.

W 1998 r., rok po wejściu w życie Ustawy Prawo energetyczne, przyjęto regulacje dotyczące zasad kalkulacji taryf na ciepło⁴. Ceny ciepła od tego czasu miały być kalkulowane na podstawie kosztów uzasadnionych, a następnie zatwierdzane przez URE. Dotychczas regulacje te były modyfikowane kilka razy, aby bardziej dostosować przepisy do wymagań chwili. Podstawowy mechanizm kształtowania ceny ciepła pozostał jednak niezmieniony.

Dzisiejszy model taryfowy to tzw. model koszt plus, w którym „plus” oznacza minimalny zysk, jaki przedsiębiorstwo ma prawo do uwzględnienia w swoich kosztach taryfowych. Uzasadnione koszty, na podstawie których obliczana jest taryfa, w ogólnym zarysie składają się z następujących elementów:

• koszty działalności podstawowej – koszty stałe i zmienne, koszt paliw, zakupionej energii, materiałów, usług, płac, amortyzacji istniejących urządzeń, koszt emisji CO₂ itp.,
• koszty inwestycyjne, rozwoju i modernizacji – amortyzacja liczona od nowych aktywów (urządzeń wytwórczych, instalacji itp.) wybudowanych zgodnie z zatwierdzonym planem rozwoju, koszty eksploatacyjne nowych środków, koszty związane z poprawą efektywności energetycznej itp.,
• koszty regulacyjne i środowiskowe – koszt realizacji obowiązku poprawy efektywności energetycznej (białe certyfikaty), koszty utrzymania zapasów paliw, opłaty środowiskowe itp.,
• zwrot z kapitału – zwrot z kapitału, z aktywów zaangażowanych w działalność taryfową, czyli wartość regulacyjna aktywów pomnożona przez średnioważony koszt kapitału (WACC) publikowany przez URE (według informacji URE 72/2025 z 23 grudnia 2025 r.⁵ post tax WACC wynosi 7,543%).

Aby wyliczyć wszystkie koszty w nadchodzącym okresie taryfowym, przedsiębiorstwo musi przyjąć:

• odpowiednią wielkość zamówionej mocy i produkcji ciepła,
• ceny zakupu paliw, energii, uprawnień do emisji CO₂ (i dziesiątek innych pozycji kosztowych).

Parametry techniczne (produkcja, moc) są relatywnie łatwe do określenia, gdyż wynikają z podpisanych umów z odbiorcami i trendów historycznych produkcji oraz prognoz pogodowych. Większym problemem jest przyjęcie do taryfy adekwatnej ceny zakupu paliw, energii elektrycznej czy CO₂ i innych istotnych składników kosztotwórczych. o ile przedsiębiorstwo posiada umowy długoterminowe, to szacunek kosztu taryfowego wynika z zawartych umów. Gorzej, gdy umów nie ma i potrzebne jest określenie przyszłych cen rynkowych. W czasach stabilności rynkowej wystarczały trend historyczny i korekta inflacyjna. w tej chwili przy dużej dynamice zmian cen rynkowych określenie adekwatnego poziomu cen zakupu może być trudne.

Konsekwencjami przyjęcia w taryfie błędnych kosztów są nieadekwatność ceny ciepła do sytuacji rynkowej i najczęściej straty przedsiębiorstwa ciepłowniczego (czego dowodzi praktyka ostatnich lat).

Ważny dla rentowności przedsiębiorstw ciepłowniczych jest zwrot z kapitału, czyli zysk, jaki może doliczyć sobie przedsiębiorstwo z prowadzonej działalności. Zwrot z kapitału wylicza się jako iloczyn wartości regulacyjnej aktywów (WRA) i średnioważonego kosztu kapitału (WACC), którego zasady wyliczenia kształtuje URE⁶. Dodatkowo zwrot z kapitału może być korygowany wskaźnikiem efektywnego wykorzystania majątku (EWA). o ile przedsiębiorstwo posiada zbyt dużą moc zainstalowaną urządzeń w stosunku do progu ustalonego przez URE lub posiada zbyt duże straty przesyłu ciepła wobec wartości definiowanych przez URE, wskaźnik EWA maleje od wartości jeden do zera.

Po ustaleniu uzasadnionej bazy kosztowej na nadchodzący okres taryfowy następuje wyodrębnienie z kosztów części kosztów stałych oraz zmiennych, aby odpowiednio wyliczyć jednostkowe składniki stałe i zmienne w cennikach oferowanych odbiorcom ciepła.

Opisana powyżej metoda kształtowania ceny ciepła (koszt plus minimalny zysk) stosowana jest zarówno do ciepłowni wyposażonych w kotły wodne, jak i elektrociepłowni z jednostkami kogeneracyjnymi. W przypadku tych drugich istnieje pewien kłopot z przypisaniem kosztów przypadających na strumień ciepła i prądu wyprodukowanych w jednym urządzeniu wytwórczym. Rozwiązaniem jest tzw. klucz podziału kosztów. W praktyce stosuje się kilka metod podziału kosztów.

Przykładowo jednym ze sposobów podzielenia kosztów jest klucz wynikający z wielkości mocy zainstalowanej wykorzystywanej do produkcji ciepła i prądu (np. 200 MWt /100 MWe, co oznacza przypisanie 67% kosztów produkcji i wartości majątku do strumienia ciepła, a pozostałe 33% do prądu). W związku z pewną sztucznością takiego dzielenia kosztów i majątku oraz złożonością procesu wyliczania ceny ciepła z jednostek kogeneracji wprowadzono do rozporządzenia o kształtowaniu cen ciepła możliwość wyliczania ceny ciepła z jednostek kogeneracyjnych metodą uproszczoną. Pozwala ona na odstąpienie od drobiazgowego wyliczenia kosztu wytworzenia ciepła, o ile proponowana przez przedsiębiorstwo cena ciepła na kolejny okres taryfowy jest niższa niż cena referencyjna (dla danego rodzaju paliwa).

Ceny referencyjne publikowane przez URE⁷ to nic innego jak koszt produkcji ciepła w kotłach wodnych w okresie taryfowym poprzedzającym datę publikacji. Ceny są podstawą dla jednostek kogeneracyjnych do wyliczenia własnej ceny ciepła w nadchodzącym okresie taryfowym

Jak łatwo zauważyć, metoda uproszczona obarczona jest dużą inercją w przenoszeniu sygnałów cenowych (np. z rynku paliw), bowiem średni koszt produkcji ciepła (z jednostek niekogeneracyjnych) pochodzący z roku minionego ma być podstawą do określenia ceny ciepła z kogeneracji w roku przyszłym. Taka inercja była do zaakceptowania w czasach stabilności rynkowej i niskiej inflacji. Teraz, w dobie gwałtownych wahań rynkowych cen surowców, jest to nie do przyjęcia. W zależności od tego, czy mamy gwałtowny skok cen, czy niespodziewany spadek, przedsiębiorstwo albo ponosi stratę finansową, albo uzyskuje nieuzasadniony zysk – z oczywistą szkodą dla odbiorców.

Patrząc na obecny stan ciepłownictwa systemowego, można zauważyć, iż dotychczasowa polityka państwa wobec sektora oraz formuła wynagradzania przedsiębiorstw nie zdały egzaminu. Brak adekwatnej strategii państwa przełożył się na politykę taryfową URE, które bardziej koncentrowało się na ochronie obywateli przed wzrostami cen ciepła niż na stymulowaniu modernizacji przedsiębiorstw ciepłowniczych. W konsekwencji ciepłownictwo jest silnie zdekapitalizowane i jednocześnie nie dokonało znaczących zmian, o ile chodzi o park maszynowy i strukturę paliw (wykres 2). Jednocześnie koszty utrzymania nieefektywnych instalacji, a co za tym idzie – ceny ciepła utrzymują się na rekordowo wysokim poziomie (wykres 6).

Miarą postępu modernizacji i wymiany źródeł ciepła na nowoczesne i czyste technologie jest wskaźnik jednostkowej emisji CO₂ przypadającej na GJ ciepła. Przez 21 lat (od 2002 r. do 2023 r.) emisyjność ciepła spadła zaledwie o 18,7%⁸ (z 120,8 kg CO₂/GJ do 98,2 kg CO₂/GJ). Większy spadek miał miejsce w pierwszej dekadzie. Od 2010 r. wskaźnik ten pozostaje praktycznie niezmieniony, co oznacza, iż wymiana źródeł ciepła na mniej emisyjne praktycznie nie miała miejsca (wykres 3).

Jedynym niezaprzeczalnym sukcesem minionego okresu (2002–2023) była budowa instalacji ochrony powietrza, dzięki czemu jednostkowe emisje gazów i pyłów zostały bardzo ograniczone – SO₂ o 83%, NO_x o 65%, a pyły o 97%⁹. W tym przypadku przedsiębiorstwa musiały pozyskać środki na inwestycje, gdyż poziom dopuszczalnych emisji został wyraźnie określony w przepisach. Przekroczenie norm groziło zamknięciem zakładu. Instalacje ochrony środowiska musiały zostać wykonane w terminach przewidzianych przez prawo i nie było alternatywy.

Inaczej jest w przypadku emisji CO₂. Tutaj istnieje możliwość przeniesienia kosztu zakupu uprawnień do emisji w cenę ciepła. Ze względu na brak środków na kapitałochłonne inwestycje w czyste technologie przedsiębiorstwa wybierały najczęściej opcję obciążania kosztami CO₂ odbiorców ciepła, które systematycznie rosły. Dodatkowo szoki cenowe na rynku paliw, z jakimi mieliśmy do czynienia w minionych pięciu latach, pokazały, iż odkładanie ważnych decyzji inwestycyjnych na później kończy się jedynie skokiem cen ciepła, frustracją społeczną i gaszeniem pożarów przez rząd w postaci mrożenia cen.

Ciepłownictwo musi się zmienić, aby w przyszłości być bardziej odporne na zawirowania rynkowe i oferować atrakcyjne produkty swoim klientom. Mechanizmy finansowania modernizacji ciepłownictwa oraz mechanizmy kształtowania ceny ciepła powinny skuteczniej, niż ma to miejsce obecnie, wspierać transformację sektora.

Kierunki przemian w krajowym ciepłownictwie

Można przewidywać, iż modernizacja sektora będzie przebiegała w dwóch wymiarach:

1. transformacja technologiczna m.in. w kierunku elektryfikacji,
2. integracja sektorowa i dostosowanie modelu biznesowego ciepłownictwa w celu umożliwienia elastycznej współpracy z rynkiem energii elektrycznej.

Obserwacja bieżących zjawisk zarówno w kraju, jak i na wielu innych rozwiniętych rynkach ciepła wskazuje kierunek zmian technologicznych. To przede wszystkim większe wykorzystanie energii z OZE (np. biomasy, biogazu, energii słonecznej, geotermii, ciepła otoczenia) oraz energii odpadowej (oczyszczalni ścieków, centrów danych, wentylacji itp.). Narzędziem wspomagającym będą pompy ciepła transferujące energię cieplną do sieci ciepłowniczej. Termomodernizacja budynków nie tylko zmniejszy zapotrzebowanie na ogrzewanie, ale również pozwoli obniżyć temperaturę pracy sieci ciepłowniczej. Zmniejszy to koszt wykorzystania różnorakich źródeł energii z OZE i odpadowej. Będą też powstawały sieci nowych generacji o obniżonych temperaturach.

Kolejnym krokiem ewolucji będzie pojawienie się sieci wyspowych z własnymi źródłami ciepła – całkowicie autonomicznych lub rezerwowanych przez główną sieć miejską na wypadek silnych mrozów. Pojawią się także prosumenci cieplni, którzy będą pobierali ciepło z sieci lub oddawali niewykorzystane nadwyżki do sieci. Te dwukierunkowe przepływy będą możliwe dzięki rozwojowi niskotemperaturowych sieci ciepłowniczych. Z podobnym zjawiskiem mamy do czynienia już dzisiaj w obszarze elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych, gdzie przepływy energii przebiegają w dwóch kierunkach – do i od prosumentów.

Gazowe jednostki kogeneracyjne będą pracowały w trybie start/stop, czyli wtedy, kiedy będą potrzebne dla KSE, a nie rynku ciepła. Kotły elektrodowe będą dopełnieniem mozaiki technicznej źródeł wytwórczych. Ich praca będzie miała miejsce głównie w okresach nadwyżek produkcji energii elektrycznej w KSE i niskich cen prądu na rynku hurtowym. Akumulatory ciepła, których dzisiaj bardzo brakuje, pozwolą bilansować podaż z popytem na lokalnym rynku ciepła. Możliwość elastycznej pracy ciepłownictwa będzie warunkiem niezbędnym do utrzymania rentowności produkcji ciepła.

Zmiany technologiczne, rozproszenie źródeł ciepła zasilających lokalną sieć, TPA (dostęp strony trzeciej) oraz integracja z sektorem elektroenergetycznym siłą rzeczy wymuszą zmiany w modelu biznesowym przedsiębiorstw ciepłowniczych. Oznacza to odejście od klasycznego modelu produkcji ciepła w funkcji temperatur otoczenia na rzecz działania na kilku rynkach w celu zapewnienia dostaw ciepła w atrakcyjnej cenie.

Szczególnie ważna będzie integracja ciepłownictwa z krajowym systemem elektroenergetycznym (KSE). Przedsiębiorstwa ciepłownicze będą oferowały usługi bilansowania KSE (podaż mocy / pobór mocy), wykorzystując jednostki kogeneracyjne oraz kotły elektrodowe i pompy ciepła współpracujące z akumulatorami ciepła. Chwilowa cena energii elektrycznej na rynku hurtowym będzie decydowała, które źródło ciepła zostanie uruchomione (wykres 5). Ujemne lub bliskie zera ceny energii elektrycznej to okazja do produkcji taniego ciepła w kotłach elektrodowych. Wysokie ceny prądu w godzinach szczytu to z kolei ekstra premia dla jednostek kogeneracyjnych, która też finalnie obniży ceny ciepła dla gospodarstw domowych.

Mamy tu przykład klasycznej sytuacji wygranej obu stron, czyli win-win KSE i ciepłownictwa – KSE zyska narzędzie do bilansowania systemu, a ciepłownictwo obniży cenę ciepła. Oczekuje się, iż ciepłownictwo będzie efektywnym stabilizatorem pracy KSE, tak bardzo potrzebnym wraz ze wzrostem udziału zmiennych źródeł OZE (elektrowni wiatrowych, fotowoltaiki). Usługi bilansowania KSE oraz skuteczna „gra” na cenach energii mogą być istotnym źródłem przychodów przedsiębiorstw ciepłowniczych i pozwolą zmniejszyć koszt wytworzenia ciepła. To wymaga jednak fundamentalnej zmiany paradygmatu funkcjonowania ciepłownictwa systemowego – koncentracji na rynku energii, a nie wyłącznie na własnym rynku ciepła.

Jest tylko jedno „ale”. Cały ten obraz wielokierunkowej działalności operacyjnej, nowych modeli biznesowych oraz wykorzystywania okazji cenowych na rynku energii elektrycznej w celu wygenerowania przyszłych korzyści dla odbiorców ciepła teoretycznie jest możliwy, ale w praktyce niezmiernie trudny do zrealizowania przy dzisiejszym sposobie kształtowania ceny ciepła.

Wady obecnego modelu taryfowego

Funkcjonujący dziś mechanizm kształtowania ceny ciepła systemowego nie stymuluje przemian. Regulacja typu „koszt plus” powoduje, iż przedsiębiorstwa otrzymują niedostateczne bodźce do modernizacji, poprawy efektywności i redukcji kosztów, ponieważ najczęściej i tak można je przerzucić na odbiorców.

Przedsiębiorstwo pragnące być efektywne kosztowo nie ma dziś możliwości uzyskania korzyści finansowych wynikających z ograniczenia kosztów i tym samym nie generuje dodatkowych środków na własną transformację.

Dodatkowo długotrwałość procesu taryfowania oraz brak możliwości szybkiej reakcji na zmiany zachodzące na rynkach paliw i CO₂ powodują, iż wielu przedsiębiorstwom (szczególnie tym mniejszym) brakuje zdolności kredytowej i możliwości finansowania nowych, kapitałochłonnych projektów. Nierzadko nie mają one choćby możliwości uzyskania dotacji na inwestycje rozwojowe, gdyż brakuje środków na pokrycie wymaganego udziału własnego.

Oceniając zasady kształtowania cen ciepła, należy spojrzeć na nie z dwóch perspektyw – społecznej i operacyjnej. Ta pierwsza to punkt widzenia polityków, a druga to wykonywanie uprawnień wynikających z obowiązującego prawa.

Perspektywa społeczna

Na płaszczyźnie społecznej, czyli de facto politycznej, wciąż istnieje obawa, iż wycofanie się z manualnego sterowania cenami ciepła systemowego może spowodować ich gwałtowny wzrost. Ciągle pokutuje przekonanie, iż rynek ciepła jest rynkiem niekonkurencyjnym, rządzonym przez naturalnego monopolistę – lokalne przedsiębiorstwo ciepłownicze. O ile w przypadku sieci ciepłowniczej i kosztów dystrybucji ciepła jest to przez cały czas prawda, o tyle w przypadku źródeł ciepła już niekoniecznie.

Jak już wspomniano, istnieje cała gama rozwiązań substytucyjnych, szczególnie w zakresie wytwarzania ciepła, do relatywnie łatwego zastosowania. Jest to naturalny mechanizm wyznaczający rynkową cenę ciepła, której przedsiębiorstwa ciepłownicze nie powinny przekraczać, o ile nie chcą tracić odbiorców. Sieci ciepłownicze przez cały czas mają w sobie elementy monopolu lokalnego, w którym wymagana jest kontrola regulatora, tym niemniej prorynkowa polityka unijna konsekwentnie dąży do otwarcia sieci na konkurencyjne źródła energii i ograniczenia negatywnych skutków monopolizacji.

Dla krajowych decydentów uwolnienie cen ciepła grozi ich skokowym wzrostem, co społecznie nie jest akceptowalne. Bezpieczniej jest trwać przy dotychczasowych regułach – może niedoskonałych, ale za to znanych. Jest to zachowawcze podejście. Pomijając jego cele polityczne, można powiedzieć, iż wynika również z braku wizji dotyczącej przyszłości sektora i celów, jakie ma osiągnąć. A o ile nie ma pomysłu na przyszłość ciepłownictwa, to nie ma też pomysłu na mechanizmy finansowania i narzędzia stymulujące jego rozwój.

Perspektywa operacyjna

Obowiązujący system kształtowania cen ciepła systemowego, czyli taryfowanie kosztowe pod kontrolą regulatora, od 27 lat z dobrym skutkiem chroni odbiorców przed potencjalnymi monopolistycznymi nadużyciami. Niestety jego głównymi wadami są brak zachęt do poprawy efektywności, redukcji kosztów oraz innowacyjności technicznej, a także niedopasowanie do polityki klimatycznej. Lista zastrzeżeń jest długa. Przedstawiciele sektora od lat zgłaszają propozycje korekt, które powoli modyfikują rozporządzenie taryfowe, tym niemniej wiele problemów ciągle pozostaje nierozwiązanych. Oto niektóre z nich.

• Kara za poprawę efektywności.

Taryfy zatwierdzane przez URE opierają się na uzasadnionych kosztach powiększonych o stopę zwrotu z aktywów. To oznacza, iż przedsiębiorstwa mają słabe bodźce do redukcji kosztów i podnoszenia efektywności, czyli ograniczania strat produkcji oraz przesyłu. W konsekwencji większość kosztów jest przerzucana na odbiorców. Mechanizm słabo motywuje do wykonywania istotnych modernizacji. Dodatkowo w przypadku wykonania inwestycji zmniejszających koszt zmienny przedsiębiorstwo „ryzykuje” pomniejszenie wartości kosztów taryfowych, a tym samym obniżenie ceny ciepła w nadchodzącym okresie taryfowym. Generuje to problemy z uzyskaniem rentowności wykonanych inwestycji i spłaty zobowiązań finansowych zaciągniętych pod te inwestycje.

• Brak czasu w uzyskanie efektów modernizacji

Praktyka jednorocznego taryfowania zniechęca do działań nastawionych na poprawę efektywności i ograniczenie kosztów w perspektywie wieloletniej. Przedsiębiorstwo nie ma możliwości wygenerowania dodatkowego zysku, który mógłby być reinwestowany, gdyż w kolejnym roku taryfowym obniżona zostaje baza kosztów taryfowych (o czym wspomniano w poprzednim punkcie).

• Dodatkowe bezpłatne uprawnienia do emisji CO₂ słabo wspierają inwestycje modernizacyjne

Zgodnie z obowiązującymi krajowymi regulacjami przedsiębiorstwa ciepłownicze pomniejszają koszty taryfowe o równowartość otrzymanych bezpłatnych¹⁰ uprawnień do emisji CO₂. Chroni to odbiorców ciepła przed pełnym przeniesieniem kosztu CO₂ i wzrostu kosztu ogrzewania, ale nie generuje nadwyżki finansowej, która mogłaby być przeznaczona na inwestycje rozwojowe. W regulacjach unijnych pojawiła się jednak nowa zachęta do modernizacji w postaci dodatkowej¹¹ puli nieodpłatnych uprawnień do emisji CO₂ (oprócz tej już wcześniej przyznanej). Warunkiem jest złożenie przez przedsiębiorstwa tzw. planów neutralności klimatycznej i realizacji do roku 2030 projektów redukujących emisje CO₂. Kwota równoważna dodatkowym uprawnieniom do emisji powinna być przeznaczona na inwestycje wskazane w planach osiągnięcia neutralności klimatycznej.

Problemem w krajowej praktyce regulacyjnej okazało się jednak zastosowanie do dodatkowej puli bezpłatnych uprawnień do emisji CO_² dotychczasowych regulacji, jakie mają miejsce przy pierwotnej darmowej puli uprawnień. W konsekwencji te dodatkowe uprawnienia również są odejmowane od puli kosztów taryfowych, co obniża cenę ciepła, ale jednocześnie pozbawia przedsiębiorstwa możliwości pozyskania środków finansowych, które powinny zostać przeznaczone na inwestycje ograniczające emisje CO₂. Można zatem stwierdzić, iż mechanizm kształtowania ceny ciepła w tym zakresie pozostaje w sprzeczności z celem przyznania dodatkowych bezpłatnych uprawnień dla sektora ciepłowniczego.

• Ograniczona możliwość korzystania z kredytów inwestycyjnych

Brak bezpośredniego pokrycia kosztów kapitałowych (odsetek od kredytów) w kosztach taryfowych zniechęca do pozyskiwania komercyjnych kredytów bankowych na inwestycje. W praktyce regulacyjnej uznaje się, iż odsetki od kredytu znajdują pokrycie w wyliczonej kwocie zwrotu z kapitału, co bywa niewystarczające do obsługi kredytów. Problem jest szczególnie dotkliwy dla przedsiębiorstw z silnie zamortyzowanym majątkiem.

Jak wspomniano wcześniej, koszt taryfowy będący podstawą wyliczenia ceny ciepła składa się z kilku głównych elementów: uzasadnionych kosztów operacyjnych, amortyzacji i zwrotu z kapitału. Zwrot z kapitału jest iloczynem bieżącej wartości aktywów (WRA) i średnioważonego kosztu kapitału (WACC). W przypadku podmiotów ze zdekapitalizowanym majątkiem zwrot z kapitału jest niewielki, wobec czego cena ciepła pokrywa praktycznie jedynie koszty operacyjne (nie dając możliwości spłaty odsetek od kredytów). Pogarsza to zdolność kredytową przedsiębiorstw i ogranicza możliwość wykorzystania kredytów komercyjnych na działalność inwestycyjną. W konsekwencji wiele projektów realizuje się w oparciu o środki własne lub czeka w wieloletnich procesach na rozstrzygnięcia dotacyjne. Przy małej puli środków własnych możliwości inwestycyjne są mocno ograniczone, co rzutuje na tempo transformacji sektora.

• Systemowe niedostosowanie do dynamiki rynku

Koszty taryfowe bazują na kosztach planowanych wynikających z trendów historycznych oraz kontraktów terminowych obowiązujących w momencie kalkulacji taryfy (np. kontraktów terminowych na rynku CO₂). W przypadku gwałtownego wzrostu cen na rynku paliw i CO₂ taryfa pozostaje niezmienna do momentu kolejnej korekty (co może trwać wiele miesięcy), generując straty u wytwórców ciepła. Jest to szczególnie dotkliwe w metodzie uproszczonej kształtowania ceny ciepła w jednostkach kogeneracji, w której opóźnienie w przenoszeniu sygnałów rynkowych trwa ok. dwóch lat. Wprowadzone w ostatnim czasie zmiany w postaci możliwości wyboru metody taryfowania (kosztowej czy uproszczonej) lub kwotowe dodatki do ceny ciepła w pewnym stopniu poprawiły sytuację jednostek kogeneracyjnych. Nie można jednak uznać tego za rozwiązanie kompleksowe wobec powolnej zmiany paradygmatu pracy jednostek kogeneracyjnych i przejmowania coraz większej roli w bilansowaniu chwilowych zmian w KSE.

• Długotrwałość procesu zatwierdzania taryf przez URE

Problem systemowego opóźnienia w przenoszeniu sygnałów rynkowych (opisany wcześniej) jest potęgowany przez przeciągające się, wielomiesięczne procedury zatwierdzania taryf przez URE. Naraża to przedsiębiorstwa na dodatkowe straty finansowe w przypadku wzrostu cen paliw i CO₂, a także odbiorców ciepła w sytuacji odwrotnej – spadku cen surowców.

• Przeregulowanie relacji biznesowych ciepłownictwa z przemysłem

Przedsiębiorstwo ciepłownicze musi występować o zatwierdzenie taryfy przeznaczonej dla danego odbiorcy przemysłowego. Długotrwały proces taryfowania oraz brak elastyczności zatwierdzonej ceny ciepła (elastyczności w stosunku do warunków rynkowych bądź potrzeb odbiorcy) ograniczają swobodę działalności gospodarczej i nierzadko prowadzą do zaniechania wykorzystania ciepła systemowego przez przemysł – z ewidentną stratą dla obu stron. Przedsiębiorstwo ciepłownicze pozostaje bowiem z niewykorzystanymi mocami produkcyjnymi, a przedsiębiorstwo przemysłowe zmuszone jest do budowy własnego źródła ciepła i poniesienia potencjalnie wyższych kosztów (niż w przypadku skorzystania z oferty ciepłowników).

Problem występuje również w relacji odwrotnej. Przemysł dysponuje nierzadko ciepłem odpadowym, które może być wykorzystane do zasilenia systemu ciepłowniczego. Wymóg adekwatnego oszacowania kosztu zakupu takiego ciepła przez przedsiębiorstwo ciepłownicze w celu uznania go za koszt uzasadniony w taryfie działa demotywująco i skutecznie zniechęca do wykorzystania ciepła odpadowego dla celów grzewczych.

• Niska elastyczność ceny ciepła dla odbiorców końcowych

Zasady taryfowania ograniczają możliwości oferowania usług bilansowych (na wzór rynku energii elektrycznej), stosowania upustów cenowych i rabatów zachęcających odbiorców do określonych działań korzystnych ekonomicznie dla całości systemu ciepłowniczego. Przykładem może być rabat za obniżenie temperatury powrotnej wody sieciowej, elastyczność po stronie odbiorczej i akumulacja ciepła. Działania te pozwalają zmniejszyć straty w systemie oraz ograniczają pracę nieefektywnych jednostek szczytowych. Brak swobody kształtowania ceny ciepła zawęża paletę korzystnych rozwiązań technicznych i organizacyjnych w systemie ciepłowniczym.

Najpierw porozumienie, potem zmiany

Zamiast obecnego modelu ustalania ceny metodą kosztową (na podstawie uzasadnionych kosztów oraz dopuszczalnego zwrotu z kapitału) potrzebna jest regulacja bodźcowa (ang. incentive-based regulation), która zachęcałaby do zwiększania efektywności i innowacyjności. Nowa regulacja powinna dać możliwość zachowania przez przedsiębiorstwo części oszczędności jako nagrody za poprawę efektywności i jednocześnie tworzenia bazy finansowej pod kolejne inwestycje.

Należy podkreślić, iż celem działań prowadzących do zmiany mechanizmu taryfowania nie powinno być wyłącznie poprawienie wyników przedsiębiorstw dla samych wyników, ale zmobilizowanie sektora do wejścia na ścieżkę modernizacji w celu zapewnienia akceptowalnych cenowo dostaw czystego ciepła odbiorcom.

Jako czyste ciepło należy w tym przypadku rozumieć nie tylko przyjazny dla środowiska produkt, ale również (co akurat się łączy) ciepło odporne cenowo na zawirowania na światowych rynkach paliw i kosztach CO₂. Przykłady pokazują, iż wzrost udziału OZE w strumieniach ciepła chroni odbiorców przed nagłym wzrostem kosztu ogrzewania. Z wykresu 6 wynika, iż duży udział OZE w miksie paliwowym w krajach skandynawskich spowodował, iż wzrost ceny ciepła w ostatnich latach był dla tych państw zbliżony do trendu inflacyjnego pomimo poważnych kryzysów na rynkach paliw.

Tymczasem w Polsce, gdzie 80% ciepła pochodzi z paliw kopalnych, ekspozycja na ryzyko kosztowe paliw i CO₂ jest bardzo duża (por. wykres 6). W konsekwencji w minionych pięciu latach cena ciepła wzrosła dużo bardziej, niż wynikałoby to z poziomu inflacji w tym okresie. Co gorsza, pomimo spadku cen surowców energetycznych w ostatnich latach cena ciepła przez cały czas utrzymywała się na bardzo wysokim poziomie.

Reforma systemu taryfowania powinna zacząć się od wypracowania konsensusu politycznego, czyli społecznego kontraktu energetycznego – porozumienia dotyczącego strategii przemian w obszarze zaopatrzenia w ciepło¹². Cel i kierunki zmian w ogrzewaniu systemowym i indywidualnym muszą być zaakceptowane społecznie oraz przez kluczowych interesariuszy i siły polityczne. Transformacja ciepłownictwa i ogrzewnictwa jest procesem wieloletnim. Nie zamknie się w ciągu jednej kadencji sejmowej. Jest to zbyt duży wysiłek finansowy i organizacyjny, aby można było pozwolić sobie na zawracanie z przyjętej ścieżki działań po kolejnych wyborach parlamentarnych.

Porozumienie jest potrzebne, ponieważ mamy do czynienia z dużym sektorem energii oraz setkami miliardów złotych do zainwestowania w jego modernizację w ciągu dwóch zbliżających się dekad¹³. Aby proces przemian przebiegał prawidłowo, potrzebna jest spójna i stabilna strategia w perspektywie długookresowej. Całe ciepłownictwo (systemowe i indywidualne) to coś więcej niż cena ciepła i czyste powietrze. To również szansa na poprawę bezpieczeństwa energetycznego kraju i wsparcie rozwoju gospodarki. Oczywiście pod warunkiem wdrożenia adekwatnych bodźców i mechanizmów finansowania. Musimy pamiętać, iż ciepłownictwo (systemowe i indywidualne) to drugi sektor energetyczny kraju pod względem zużywanych paliw (w 2023 r. – 18,7 mln ton węgla, 5,2 mld m3 gazu, 15,3 mln ton biomasy, rynkowy koszt zakupu paliw wyniósł 74,4 mld zł¹⁴). To duży strumień energii i przepływy pieniężne. o ile sektor będzie adekwatnie zarządzany, może pozytywnie wpłynąć na poprawę krajowego bilansu paliwowego, w tym również importu paliw.

Ciepłownictwo to także wielkie moce zainstalowane w przedsiębiorstwach ciepłowniczych i w budynkach ogrzewanych indywidualnie wynoszące ok. 170 tys. MWt¹⁵ mocy cieplnej. Ponad dwa razy więcej niż obecna moc elektryczna KSE¹⁶. o ile adekwatnie zintegrujemy sektory, okaże się, iż ciepłownictwo może bardzo pozytywnie wpływać na stabilność pracy KSE.

Sama transformacja ciepłownictwa systemowego ma kosztować – w zależności od szacunków – 299–466 mld zł¹⁷. Podobne kwoty przypadną na termomodernizację budynków oraz wymianę indywidualnych źródeł ciepła. Te środki powinny przede wszystkim napędzać polski przemysł, instytuty badawczo-rozwojowe i tworzyć nowe miejsca pracy. I właśnie do osiągnięcia tych celów potrzebne są dobre i trwałe polityki sektorowe oraz mechanizmy sterujące, tak aby osiągnąć maksimum korzyści z perspektywy całej gospodarki. Niestety ciągle nie zostały przyjęte najważniejsze dokumenty, które wyznaczyłyby jednoznaczny kierunek zmian sektora ciepłownictwa¹⁸.

Propozycje zmian w mechanizmie taryfowym¹⁹

Mechanizm finansowania ciepłownictwa oraz zasady kształtowania cen ciepła wymagają korekt. Niektóre zmiany powinny być wykonywane szybko, inne poddane głębszej refleksji i ocenie ich wpływu na osiąganie strategicznych celów. Poniżej przedstawiamy zestaw propozycji zmian, licząc, iż staną się one pewną inspiracją dla decydentów. Lista powstała na podstawie doświadczeń krajowych, opinii przedstawicieli sektora ciepłownictwa oraz ocen mechanizmów stosowanych w niektórych krajach Unii Europejskiej.

Uproszczenie procesu taryfowania

Tło przedstawionych propozycji w poniższej grupie działań wynika z problemu, jakim jest inercja całego procesu decyzji URE w stosunku do dynamiki zmian w otoczeniu gospodarczym.

• Odstąpienie od taryfowania ciepła i chłodu dla odbiorców przemysłowych

Cel:

1. Uwolnienie swobody działań gospodarczych przedsiębiorstw ciepłowniczych oraz lepsze wykorzystanie majątku.
2. Umożliwienie przedsiębiorstwom ciepłowniczym przedstawienia przemysłowi atrakcyjnej oferty produktowej.
3. Wygenerowanie dodatkowych przychodów pozwalających utrzymać konkurencyjność cenową ciepła systemowego.

Działanie:

Uznanie dostaw ciepła oraz chłodu systemowego do celów przemysłowych i technicznych za rynek konkurencyjny. Odbiorcy przemysłowi albo posiadają własne źródła, albo są zdolni do ich budowy. Wybór przedsiębiorstwa ciepłowniczego jako dostawcy ciepła przemysłowego jest elementem swobodnej działalności gospodarczej obu stron. Podlega mechanizmom rynkowym. Regulowanie ceny produktu jest zbędne. Równocześnie należy zwiększyć swobodę zawierania umów w zakresie wykorzystania ciepła odpadowego.

• Brak obowiązku akceptacji taryfy w przypadku ceny niższej niż cena referencyjna

Cel:

1. Motywowanie przedsiębiorstw do poszukiwania rezerw kosztowych.
2. Uwolnienie zasobów eksperckich URE od pracy przy zatwierdzaniu wszystkich taryf.
3. Przyspieszenie procesów decyzyjnych URE.

Działanie:

Cykliczne opracowywanie przez URE cen referencyjnych dla źródeł ciepła – zróżnicowanych pod względem technologii i mocy. Cena referencyjna odzwierciedlałaby bieżące koszty produkcji w wytypowanych grupach urządzeń w nadchodzącym okresie taryfowym. W przypadku przedsiębiorstw, w których ceny są niższe niż ceny referencyjne, zatwierdzanie taryfy przez URE przestaje być obowiązkowe.

• Krajowa baza cen ciepła systemowego

Cel:

1. Zwiększenie jawności procesu kształtowania ceny ciepła, a tym samym zwiększenie zaufania społecznego do przedsiębiorstw działających na lokalnym rynku.
2. Motywowanie przedsiębiorstw do optymalizacji bazy kosztowej i obniżki cen dzięki możliwości porównania własnej pozycji z innymi podobnymi przedsiębiorstwami.
3. Wywoływanie oddolnej presji na przedsiębiorstwo przez odbiorców ciepła oraz przez lokalne władze administracyjne dzięki możliwości porównywania cen z innymi przedsiębiorstwami.

Działanie:

Utworzenie Rejestru Cen Ciepła Systemowego (RCCS), czyli krajowej bazy danych cen ciepła (zarządzanej np. przez URE), która pozwoli w łatwy sposób porównać ceny ciepła oferowane przez przedsiębiorstwa ciepłownicze. Ustanowienie wystandaryzowanej metody wyliczania jednoskładnikowej ceny ciepła
w podziale na wytwarzanie i przesył. Wprowadzenie dla wszystkich koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych obowiązku umieszczania w RCCS informacji na temat stawek opłat stałych i zmiennych oraz ceny jednoskładnikowej.

• Taryfa wieloletnia

Cel:

1. Poprawa efektywności energetycznej przedsiębiorstw i zmniejszenie kosztów wytwarzania.
2. Bodziec do realizacji inwestycji generujących dodatkowe zyski, przeznaczone do dalszego reinwestowania w kolejne projekty rozwojowe.
3. Zmniejszenie obowiązków nakładanych na organ regulacyjny – URE.

Działanie:

Udzielenie przedsiębiorstwom prawa do wyboru okresu taryfowania – na jeden rok jak w tej chwili lub więcej, np. dwa–trzy lata. Przywrócenie możliwości stosowania taryfy wieloletniej wraz z klarowną metodą waloryzacji w przypadku istotnych zmian czynników zewnętrznych. Warunkiem otrzymania taryfy wieloletniej powinien być zatwierdzony przez URE plan inwestycyjny, który w okresie obowiązywania taryfy byłby obowiązkowo realizowany.

• Piaskownica regulacyjna – testowe uwolnienie taryfowania i nowe modele biznesowe

Cel:

1. Zbadanie wpływu swobody działalności gospodarczej na zdolność do tworzenia nowych modeli biznesowych oraz nowych usług przez przedsiębiorstwa ciepłownicze.
2. Ocena, jak zmiana paradygmatu funkcjonowania przedsiębiorstw (odejście od wyłącznego dostawcy GJ ciepła na rzecz dostawcy usług energetycznych i komfortu cieplnego) wpłynie na konkurencyjność ciepła systemowego w stosunku do alternatywnych technologii grzewczych.

Działanie:

Wdrożenie zasady funkcjonowania „piaskownic regulacyjnych” w obszarze rynku ciepła obok już istniejących dla rynku energii elektrycznej w Prawie energetycznym (art. 24d). Opracowanie zasad funkcjonalnych oraz mechanizmów kontrolnych ograniczających ryzyko niekontrolowanych zmian cen ciepła w ramach realizowanego testu. Określenie zasad „wyjścia z testu” w przypadkach niemożliwych do przewidzenia na etapie początkowym. Wytypowanie przedsiębiorstw skłonnych do działania w nadzorowanym otoczeniu przy całkowitej liberalizacji rynku ciepła i braku obowiązku uzgadniania taryf na ciepło oraz posiadających zdolność techniczną do realizacji nowych modeli biznesowych i usług związanych z bilansowaniem KSE. Zebranie doświadczeń umożliwiających nowelizację prawa oraz wspierających reformę modeli biznesowych krajowego ciepłownictwa.

• Uwolnienie z obowiązku uzgadniania z URE taryf na ciepło

Cel:

1. Umożliwienie przedsiębiorstwom ciepłowniczym wdrażania nowych modeli biznesowych, szybszej transformacji technicznej i efektywniejszego pozyskiwania nowych źródeł czystej energii pierwotnej.
2. Urealnienie cen ciepła i bieżące reagowania na zmiany rynkowe.

Działanie:

Na podstawie doświadczeń „piaskownic regulacyjnych” rozpoczęcie procesu uwalniania z obowiązku zatwierdzania taryf w przedsiębiorstwach, które zadeklarują chęć odejścia od dotychczasowych procedur. W takiej sytuacji należy przewidzieć możliwość kontroli wyrywkowej przez URE lub kontroli na żądanie
w przypadku zastrzeżeń zgłaszanych przez odbiorców ciepła. Jako działania poprzedzające należy opracować klarowne zasady wyliczania ceny ciepła, składowych kosztowych oraz poziomu godziwego zysku, którymi mają się kierować przedsiębiorstwa przy kształtowaniu ceny ciepła. Dodatkowo należy opracować jednoznaczne formuły mechanizmów korekcyjnych ceny ciepła w zależności od zmian czynników rynkowych. Jednocześnie należy wprowadzić obowiązek transparentności, czyli jawności kosztów i przychodów przedsiębiorstw ciepłowniczych, w celu uwiarygodnienia ich polityki cenowej w oczach odbiorców oraz ułatwienia zrozumienia realizowanych działań. Dla bezpieczeństwa procesu powinny być też opracowane mechanizmy zabezpieczające odbiorców przed szokami cenowymi oraz warunki brzegowe wymuszające powrót do obowiązku taryfowania ex ante.

Elastyczność ceny ciepła

Tło niniejszych propozycji wynika z braku możliwości kierowania bodźców cenowych dla odbiorców ciepła pozwalających stymulować działania korzystne dla całego systemu ciepłowniczego i w konsekwencji samych odbiorców.

• Rozliczenie wtórne na koniec roku obrachunkowego

Cel:

1. Umożliwienie szybszej reakcji ceny ciepła na zmiany w otoczeniu rynkowym przedsiębiorstw.
2. Umożliwienie rozliczenia z odbiorcami dodatnich i ujemnych różnic pomiędzy zaplanowanym a wykonanym wynikiem finansowym.

Działanie:

W przypadku cen ciepła przewyższających ceny referencyjne wprowadzenie mechanizmu dwuetapowego kształtowania taryfy – taryfa wstępna na bazie wstępnych założeń i planów oraz rozliczenie korygujące na koniec roku kalendarzowego na podstawie rzeczywistego wykonania. Przedsiębiorstwa, które
przekraczałyby ustalony poziom godziwego zysku, mogłyby włączać uzyskane korzyści majątkowe w bilans otwarcia następnego roku, pomniejszając dzięki temu cenę ciepła (lub środki te zostałyby przeznaczone na inwestycje w celu trwałego obniżania cen ciepła). Zasada działałaby również w drugą stronę – nieplanowane uzasadnione koszty operacyjne minionego okresu powiększałyby bazę kosztową roku następnego. W celu uniknięcia nadmiernych wahań ceny ciepła w wyniku wtórnego rozliczenia, należy ustalić poziom dopuszczalnych zmian w kolejnym okresie rozliczeniowym, a także wprowadzić do prawa krajowego definicję godziwego zysku i sposobu określania jego wielkości.

• Rabaty i promocje

Cel:

Stymulacja odbiorców ciepła do działań zwiększających efektywność energetyczną przedsiębiorstwa i w konsekwencji zmniejszających koszty produkcji i cenę ciepła.

Działanie:

Wprowadzenie możliwości stosowania promocji i rabatów cenowych za poprawę parametrów jakościowych wody sieciowej (np. obniżenie temperatury wody powrotnej w celu zwiększenia efektywności systemu ciepłowniczego). Wprowadzenie możliwości zastosowania taryfy dynamicznej uzależnionej od temperatur otoczenia i kosztów produkcji przedsiębiorstwa. Może to stać się bodźcem do procesów optymalizacyjnych po stronie odbiorcy – np. adekwatnej regulacji instalacji wewnątrzbudynkowych, termomodernizacji czy budowy lokalnych akumulatorów ciepła. Wraz z obniżaniem temperatury czynnika w sieciach grzewczych bodźce cenowe i elastyczna reakcja odbiorcy będą nabierać coraz większego znaczenia.

Właściwa wycena majątku i motywujący zwrot z kapitału

Propozycje przedstawione w tej części mają na celu stymulację inwestycji w nowe czyste technologie dzięki ukierunkowanym bodźcom finansowym. Ich wdrożenie wydaje się niezbędne dla zwiększenia „bankowalności” przedsiębiorstw ciepłowniczych i umożliwienia pozyskania środków finansowych na inwestycje.

• Elektryfikacja ciepłownictwa i integracja z KSE

Cel:

Rozwój technologii ciepłowniczych wzmacniających integrację z KSE i lepsze wykorzystanie ciepłownictwa do świadczenia usług bilansowych.

Działanie:

Inwestycje związane z elektryfikacją ciepła, takie jak kotły elektrodowe, pompy ciepła, akumulatory energii oraz aparatura kontrolno-pomiarowa, pozwalające na realizację usług bilansowania KSE powinny w całości stanowić element wartości regulacyjnej aktywów. Zwrot z zainwestowanego kapitału powinien być liczony z dodatkową premią w celu zachęty do realizacji inwestycji potrzebnych również z perspektywy KSE.

Dodatkowo, mając na uwadze korzyści ekonomiczne płynące z integracji sektorowej, należy przeanalizować możliwości obniżki opłat narzucanych przez operatorów systemu przesyłowego i dystrybucyjnych (opłata mocowa, sieciowa i kogeneracyjna) obciążających finansowo pracę kotłów elektrodowych w chwilach, w których pełnią funkcję stabilizacji pracy KSE (np. okresach, gdy hurtowa cena energii jest mniejsza niż 0 zł/MWh lub na wezwanie OSP).

• Zwrot z zainwestowanego kapitału liczony etapowo od majątku oddawanego w kolejnych krokach milowych inwestycji przedsiębiorstwa

Cel:

1. Złagodzenie skokowej zmiany ceny ciepła z chwilą zakończenia inwestycji o dużych nakładach inwestycyjnych (CAPEX) poprzez rozłożenie w czasie wartości naliczanego zwrotu z kapitału.
2. Poprawa płynności finansowej przedsiębiorstwa w trakcie trwania wieloletniego procesu inwestycyjnego.

Działanie:

W przypadku wieloletnich i kapitałochłonnych inwestycji należy wprowadzić możliwość zwiększenia wartości regulacyjnej aktywów (WRA) przedsiębiorstwa już w trakcie procesu inwestycyjnego (przed ostatecznym odbiorem inwestycji). Zwiększenie WRA wynikałoby z wartości zakończonego kamienia milowego projektu. Warunkiem jest, aby inwestycje wynikały z przyjętych planów osiągania neutralności klimatycznej, a dla dokonania aktualizacji WRA byłaby konieczna akceptacja przez URE zakończenia realizacji kamienia milowego inwestycji.

Korekta WRA w trakcie procesu inwestycyjnego pozwoli na wygenerowanie dodatkowego zwrotu z kapitału (liczonego jako iloczyn WRA i średnioważonego kosztu kapitału WACC). Zwiększony przychód przedsiębiorstwa ułatwi dalszą realizację inwestycji i regulowanie zobowiązań finansowych z instytucjami kredytowymi. Dodatkowo stopniowanie wzrostu WRA zmniejszy jednorazowy skok ceny ciepła, który wynikałby z wyliczenia kwoty zwrotu z całej inwestycji w momencie zakończenia jej realizacji i przekazania do eksploatacji.

Należy zwrócić uwagę, iż postulat jest szczególnie istotny dla przedsiębiorstw ze zdekapitalizowanym majątkiem o małej wartości aktywów i zwrotu z kapitału. W przypadku wykonywania kapitałochłonnych inwestycji skok ceny ciepła z tytułu dodatkowych odpisów od nowego majątku może być trudny w odbiorze społecznym.

• Odsetki od kredytów inwestycyjnych kosztem taryfowym

Cel:

Ułatwienie zaciągania kredytów inwestycyjnych na nowe czyste technologie i wzrost efektywności energetycznej.

Działanie:

Odstąpienie od obecnej zasady, w której uznaje się, iż odsetki od zaciągniętych kredytów pokrywane są przez zwrot z kapitału (WRA × WACC). Metoda ta nie pokrywa rzeczywistych kosztów kredytów bankowych, wobec czego proponuje się zaliczenie kosztów finansowych odsetek od kapitału obcego jako bezpośrednie koszty finansowe stanowiące bazę do kształtowania taryfy.

• Promocja bezemisyjnych źródeł ciepła

Cel:

1. Redukcja uzależnienia ciepłownictwa od importu paliw kopalnych.
2. Osiągnięcie krajowego celu w zakresie udziału energii z OZE i odpadowej w cieple systemowym.

Działanie:

W celu osiągnięcia celów dotyczących udziału energii z OZE i energii odpadowej przedstawionych w propozycji KPEiK (oraz w dyrektywach EED i RED III), należy rozważyć wprowadzenie dodatkowej premii od 1,5 do 2,5 p.p. przy wyliczaniu zwrotu z kapitału oraz możliwość zastosowania przyspieszonej amortyzacji. Powyższe powinno być uwarunkowane obowiązkiem reinwestowania dodatkowych zysków w kolejne etapy modernizacji przedsiębiorstw. Ze względu na potencjalny wzrost cen ciepła poziom dodatkowej premii musi uwzględniać długofalowe skutki realizowanych inwestycji.

• Inwestycje dzięki dodatkowym nieodpłatnym uprawnieniom do emisji CO₂

Cel:

Pozyskanie środków umożliwiających inwestycje w czyste technologie.

Działanie:

Należy wprowadzić zmianę przepisów dotyczących zasad rozliczania w kosztach taryfowych dodatkowych bezpłatnych uprawnień do emisji CO₂. Pula przyznanych dodatkowych uprawnień powinna być składnikiem kosztów taryfowych stanowiących podstawę wyliczenia ceny ciepła. Nie powinna obniżać kosztu taryfowego i ustalonej ceny ciepła (tak jak w przypadku pierwotnej puli darmowych uprawnień). Tym sposobem będzie stanowić formę zachęty i wygeneruje środki umożliwiające finansowanie inwestycji przedsiębiorstw ciepłowniczych (zapisanych w planach neutralności klimatycznej).

To nie wszystko

Przedstawiona w niniejszej analizę lista nie wyczerpuje całej palety możliwych propozycji, które będą zależały od przyszłej polityki państwa dotyczącej funkcjonowania sektora. Oprócz opisywanych korekt mechanizmu taryfowania potrzebne są również działania w innych obszarach, m.in. finansowym. Potrzebne są:

• przygotowanie instrumentów zapewniających nisko oprocentowane kredytowanie – zielone obligacje, kredyty uzależnione od wyniku środowiskowego itp.,
• gwarancje państwowe dla kredytów przedsiębiorstw ciepłowniczych oraz podmioty zajmujące się wykupem długów w celu umożliwienia ciepłownictwu realizacji kolejnych inwestycji i zaciągania dalszych zobowiązań,
• zwiększenie puli dostępnych środków z programów wsparcia dla ciepłownictwa, np. z Funduszu Modernizacyjnego czy funduszy unijnych.

Potrzebna jest również refleksja nad mechanizmami dotacji, by uniknąć sytuacji, w której pomysły na nowe inwestycje w przedsiębiorstwach rodzą się po ogłoszeniu kolejnych programów pomocowych. Nie zawsze są to projekty optymalne zarówno z perspektywy przedsiębiorstwa, jak i kraju. Należy dać pierwszeństwo krajowej strategii ciepłownictwa i wynikającym z niej lokalnym planom zaopatrzenia w ciepło. Powinny mieć one rangę prawną podobną do tej, jaką mają miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego będące wykładnią dla inwestorów budowlanych. Udzielane wsparcie dotacyjne powinno być zsynchronizowane z realizacją planów zaopatrzenia w ciepło.

Ważna jest też polityka ochrony gospodarstw domowych zagrożonych ubóstwem energetycznym. Należy starać się, by polityka socjalna nie zakłócała sygnałów rynkowych, jak to miało miejsce w przypadku mrożenia cen ciepła. Potrzebne jest wsparcie stworzone z myślą o grupie potrzebujących (jak wprowadzany bon energetyczny), a nie ograniczanie ceny równo dla wszystkich odbiorców. To nie stymuluje przemian i chęci poprawy efektywności energetycznej²⁰.

Podsumowanie

Ciepłownictwo systemowe w Polsce wymaga modernizacji. To jest pewne. Przestarzałe technologie nie są w stanie bez końca dostarczać ciepło w atrakcyjnej cenie. A rynek nie śpi. Pojawiają się konkurencja substytucyjna, nowe technologie grzewcze, rozproszone źródła ciepła i coraz bardziej efektywne energetycznie budynki. Odbiorcy ciepła nie są bezbronni i zdani wyłącznie na ofertę dotychczasowego dostawcy. o ile nie będą nią usatysfakcjonowani, będą się odłączać od systemów ciepłowniczych. A to jest prosta droga do spirali cenowej, w której pozostali odbiorcy będą płacić coraz więcej i nie pozostanie im nic innego niż poszukanie możliwości ucieczki.

Z innej strony ciepłownictwo systemowe to nasze krajowe „rodowe srebra” i drugi rynek ciepła w Unii Europejskiej. To istotny element budowania bezpieczeństwa energetycznego kraju i stabilizacji pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Nie uda się wykorzystać wszystkich dodatkowych zalet ciepłownictwa w tradycyjnym modelu kształtowania cen. Będzie też trudno prowadzić dalszy proces transformacji i wymiany parku maszynowego.

Liczymy, iż niniejsza analiza zachęci do refleksji nad tym, jak pomóc przedsiębiorstwom ciepłowniczym w ich wysiłkach modernizacyjnych i jak wesprzeć zmianę modeli biznesowych. A wszystko po to, by podstawowe dobro, jakim są ciepło i komfort cieplny, było dostępne w akceptowalnej cenie bez konieczności ręcznych interwencji ratunkowych przez władze krajowe, z jakimi mieliśmy ostatnio do czynienia. Jednocześnie transformacja ciepłownictwa oznacza mniejsze uzależnienie od importu paliw, czystsze środowisko i szansę dla rozwoju gałęzi przemysłu związanego z szeroko pojętym zaopatrzeniem w ciepło.

Chcemy też podkreślić, iż reforma ciepłownictwa to proces rozłożony na lata. Nie da się jej przeprowadzić z dnia na dzień i zaprojektować w ciszy ministerialnych gabinetów. Potrzebny jest szeroki dialog ze wszystkimi interesariuszami. Potrzebne jest zderzenie poglądów skrajnie różnych – od protekcjonistycznych do wolnorynkowych. Dlatego pierwszym krokiem po oczekiwanym przez wszystkich przyjęciu KPEiK oraz strategii ciepłownictwa powinno być powołanie przez adekwatne ministerstwo zespołu eksperckiego do spraw reformy rynku ciepła systemowego, który reprezentowałby szeroką gamę poglądów. Tylko ogólny konsensus i dobra komunikacja ze społeczeństwem mogą zapewnić to, by proces transformacji nie był zatrzymywany po kolejnej turze wyborów parlamentarnych. Każde zawirowanie to działanie na niekorzyść odbiorców ciepła, sektora ciepłowniczego oraz krajowego przemysłu, dla którego transformacja obszaru zaopatrzenia w ciepło może być silnym bodźcem rozwojowym.

https://www.forum-energii.eu/download/pobierz/nowe-taryfy-na-nowe-czasy

Autor opracowania: Andrzej Rubczyński – Forum Energii

Źródło: Forum Energii