Wpływ regulacji unijnych na warunki funkcjonowania krajowych przedsiębiorstw ciepłowniczych1) Autor: Dr inż. Zygmunt Parczewski Badania Systemowe „EnergSys" Sp. z o.o - Warszawa („Energetyka” – styczeń 2006) Po ponad 10-letnim okresie kandydackim, jaki upłynął od ratyfikacji przez Polskę Układu Europejskiego2), Polska stała się pełnoprawnym członkiem Wspólnoty z dniem 1 maja 2004 roku.3) Proces ten wymagał wielu trudnych i złożonych negocjacji, obejmujących m.in. obszary energia i środowisko, których efekty w istotny sposób będą oddziaływać na warunki funkcjonowania krajowych przedsiębiorstw energetycznych, w tym ciepłownictwa. Pomimo bowiem lokalnego charakteru rynków ciepła, wiele regulacji unijnych, a w ślad za tym i przepisów krajowych będzie w istotny sposób kształtowało relacje rynkowe wszystkich uczestników rynku ciepła, tj. wytwórców, firmy przesyłu i rozdziału, firmy obrotu (handlu) ciepłem oraz odbiorców końcowych ciepła. Nie należy zapominać także o funkcjonujących w bliskim otoczeniu rynkowym różnego rodzaju firmach usługowych i dostawcach maszyn i urządzeń. To „przyjazna" cześć bliskiego otoczenia producentów i dostawców ciepła, zainteresowana w harmonijnym i dynamicznym rozwoju rynku ciepła (przedmiotem obrotu rynkowego jest ciepło dostarczane siecią przesyłową i/lub dystrybucyjną do odbiorców, tzw. ciepło sieciowe). Nie należy jednak zapominać, a tym bardziej lekceważyć działających również w bliskim otoczeniu producentów i dostawców ciepła konkurentów, którymi są przede wszystkim przedsiębiorstwa energetyczne oferujące gaz ziemny, lekki olej opałowy czy elektryczność - na coraz bardziej konkurencyjnych warunkach dostaw. Tak się składa, że jedną z istotnych cech procesu budowy i funkcjonowania rynku energii jest jego zmienność czasowo--przestrzenna, kształtowana w szczególności przepisami prawa krajowego i unijnego (tzw. dalsze otoczenie rynku), w którym element zagospodarowania przestrzeni staje się coraz ważniejszy - o czym wiedzą najlepiej ci, którzy realizowali lub mają zamiar realizować inwestycje liniowe. Do najbardziej istotnych - z punktu widzenia przedsiębiorstwa energetycznego (w tym ciepłowniczego) - należą przepisy regulujące sfery: a) liberalizacji rynku energii, tj. poszerzenie zakresu wdrażania mechanizmów rynkowych w energetyce - z istotnym wykorzystaniem polityki regulacji (główne instrumenty prawne to tzw. dyrektywy rynkowe - „elektryczna" i „gazowa" - z lipca 2003 r., ale również dyrektywa o opodatkowaniu produktów energetycznych i elektryczności -zmieniająca relacje cenowe pomiędzy nośnikami - 2003/96/WE), b) ochrony środowiska przyrodniczego - głównie poprzez zaostrzanie standardów i norm dopuszczalnych emisji zanieczyszczeń atmosferycznych, ściekowych i odpadów stałych (tzw. podejście zintegrowane); ciekawe, że ostatnio coraz częściej za instrumenty ochrony środowiska zaczyna uważać się regulacje ekonomiczno-fiskalne (np. podatki celowe, podwyższone lub silnie obniżone stawki akcyzy czy VAT), ze względu na ich wyższą efektywność ekonomiczną w porównaniu z instrumentami administracyjnymi typu nakazowego,

c) popierania rozwoju odnawialnych źródeł energii (OZE) i poprawy efektywności energetycznej we wszystkich sektorach gospodarki narodowej - zarówno producentów i dostawców energii, jak również jej użytkowników (odbiorców końcowych). Tytuł artykułu wskazuje, że powinien on objąć te regulacje unijne, które kształtują oraz kształtować będą warunki działania krajowych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Niemniej specyfika dużej części regulacji Unii Europejskiej (np. większości dyrektyw) wymaga implementacji rozwiązań szczegółowych na poziomie przepisów prawa krajowego. Z tego względu w referacie odniesiono się również do aktualnie obowiązujących przepisów Prawa energetycznego (wg stanu na 1 sierpnia 2004) oraz propozycji jego nowelizacji - zgodnie z przedłożeniem rządowym z lipca 2004 r., a także do przepisów ustawy z dnia 18 grudnia 1998 r. o wspieraniu przedsięwzięć termomodernizacyjnych). Autor pragnie z naciskiem podkreślić, że dopiero tego rodzaju analiza i ocena prawna i merytoryczna da w miarę pełny obraz warunków działania krajowego sektora ciepłowniczego. Sektora, którego skala rozwoju w Polsce w porównaniu z innymi krajami EU'25 jest bardzo znacząca i choćby tylko z tego powodu wymaga całościowego podejścia. W artykule scharakteryzowano podstawowe elementy bilansu ciepła sieciowego, po czym przeanalizowano wybrane, ważniejsze postanowienia regulacji unijnych, w podziale na regulacje rynku energii, środowiskowe oraz promocji OZE i efektywności użytkowania energii. Następnie wskazano na istotne dla przedsiębiorstw ciepłowniczych zapisy krajowego Prawa energetycznego, a szczególnie ich nowelizację zawartą w projekcie rządowym z 22 lipca 2004 r. (druk sejmowy nr 3135) oraz ustawy termomodernizacyjnej. Nowelizacja Prawa energetycznego ma na celu głównie dostosowanie przepisów krajowych do rynkowych dyrektyw unijnych (elektrycznej i gazowej - odpowiednio 2003/54/WE i 2003/55/WE oraz rozporządzenia 1228/20034) Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej). Cel i sens artykułu Przystępując do pisania musiałem zadać sam sobie szereg ważnych pytań, na które artykuł powinien przynajmniej ułatwiać odpowiedź, zawężając nieco duże ryzyko biznesowe w działalności firmy5). W przypadku przedsiębiorstw sektora ciepłowniczego nie jest to zadanie łatwe ze względu na ogromną różnorodność występujących problemów. Dowodzą tego m.in. rozważania specjalistów z URE zawarte w artykule charakteryzującym ogólny obraz sektora ciepłowniczego w Polsce w roku 2002 [10]. Mając powyższe na uwadze, a także podsumowujące wnioski z raportu zawierającego wstępną, jakościową ocenę procesu przemian w ciepłownictwie [9] doszedłem do wniosku, że dla przedsiębiorstwa ciepłowniczego (szczególnie małego i średniego - o rocznym obrocie poniżej 50 mln zł) istotne znaczenie poznawcze i biznesowe będą miały zagadnienia: a) wynikające z przyjętego kierunku polityki liberalizacji rynku -w tym szczególnej roli regulatora - w państwach Unii Europejskiej oraz kreowania mechanizmów rynkowych (dyrektywy liberalizujące rynek energii elektrycznej i gazu ziemnego), b) wynikające z polityki ochrony środowiska oraz ochrony przed zmianami klimatu (dyrektywy: IPPC, LCP i o systemie handlu emisjami CO2), c) polityki promocji energetyki odnawialnej oraz poprawy efektywności w gospodarowaniu

energią (dyrektywy: promocji elektryczności z OZE, kogeneracyjna, o użytkowaniu energii w budownictwie). A zatem celem artykułu jest zwięzłe i możliwie klarowne zaprezentowanie pakietu działań podejmowanych na poziomie unijnym, które łącznie mają utworzyć stabilny system przepisów prawa unijnego i krajowego, w ramach którego powinno umieć zaplanować swoje funkcjonowanie każde przedsiębiorstwo ciepłownicze działające w Polsce. Artykuł w swym założeniu będzie miał sens jedynie wówczas, jeśli zasygnalizowane, wybrane kwestie okażą się pomocne w procesie planowania wyboru dalszej drogi rozwoju firmy, w tym także ścieżki świadomej integracji pewnych działań przez zainteresowane grupy przedsiębiorstw ciepłowniczych. Jestem przekonany, że tego rodzaju działania „grupowe" -w pewnych sytuacjach - mogą okazać się po prostu korzystne dla krajowych przedsiębiorców. Wybrane elementy rynku ciepła w Polsce Definicję rynku ciepła przyjęto zgodnie z praktyką stosowaną przez regulatora, na podstawie wytycznych art. 49 Prawa energetycznego (PE). Jest to istotne dla przedsiębiorstw ciepłowniczych, które ewentualnie chciałyby skorzystać z możliwości zwolnienia z obowiązku przedstawiania taryf do zatwierdzenia przez prezesa URE. Aby mogło to nastąpić prezes URE musi dokonać analizy warunków rynku lokalnego pod kątem jakości spełnienia kryteriów (cech) rynku konkurencyjnego wskazanych w ust. 3 art. 49 PE. Należą do nich: • liczba uczestników i wielkości ich udziałów w rynku ciepła, • przejrzystość struktur i zasad funkcjonowania rynku, • istnienie barier dostępu do rynku, • równoprawne traktowanie uczestników rynku, • dostęp do informacji rynkowej, • skuteczność kontroli i zabezpieczeń przed wykorzystywaniem pozycji ograniczającej konkurencję, • dostępność do wysoko wydajnych technologii. Jak wynika ze sprawozdania z działalności prezesa URE za rok 2003 w Polsce na rynku ciepła praktycznie nie występują warunki rynku konkurencyjnego, które pozwoliłyby na zastosowanie przepisów art. 49. Aktualnie w precedensowym postępowaniu sądowo-administracyjnym znajduje się jedna sprawa sporna o świadczenie usług przesyłania ciepła, której rozstrzygnięcie powinno zapaść w 2004 r. Jego wynik zadecyduje w istotny sposób o ewentualnych kierunkach rozwoju rynków ciepła - ale zapewne tylko tych największych, gdyż to one mają szansę wypełnić wymienione kryteria rynku konkurencyjnego. Dla ogromnej większości przedsiębiorstw ciepłowniczych oznacza to konieczność pogodzenia się z uciążliwością procedur stosowanych przez regulatora jeszcze w długim horyzoncie czasowym. Nadzieję stwarza natomiast coraz szerzej stosowana procedura zatwierdzania taryf z wydłużonym okresem regulacji.

Dla przybliżenia istoty lokalnych rynków ciepła ważne znaczenie ma charakterystyka obszaru potencjalnej konkurencji o odbiorcę. W tym celu skorzystałem z publikacji W. Cherubina (por. [11]), który oszacował strukturę potrzeb energetycznych modelowego osiedla mieszkaniowego, jak w tabeli 1.

Z danych w tabeli 1 wynika, że potencjalny obszar konkurencji dla przedsiębiorstw ciepłowniczych obejmuje ogrzewanie pomieszczeń i podgrzewanie ciepłej wody użytkowej, które stanowią prawie 85% potrzeb energetycznych. Zarazem oznacza to wielki obszar dla działań konkurencyjnych innych dostawców - głównie przedsiębiorstw gazowniczych, zaś w nowych budynkach, posiadających bardzo dobrą ochronę cieplną i wykorzystujących układy odzysku ciepła (ścieki, wentylacja) - również ze strony energii elektrycznej. Jest to zjawisko dobrze znane z krajowego rynku, które nasila się w ostatnich latach, ale którego efekty -jak pisze W. Cherubin [11] - niekoniecznie muszą być korzystne dla odbiorców. W dużym zakresie podzielam opinię W. Cherubina, że najbardziej korzystnym rozwiązaniem dla odbiorców, szczególnie zasilanych z systemów z istniejącą infrastrukturą ciepłowniczą byłoby takie zoptymalizowanie kosztów dostawy energii, które w wiarygodny, obiektywny sposób pozwoliłoby uzyskać pożądane efekty - z jednej strony w postaci obniżki jednostkowych kosztów i cen energii dostarczanych odbiorcom końcowym, z drugiej zaś zwiększyć pewność stabilnych warunków działania dla dostawców wykorzystujących istniejącą infrastrukturę techniczną. Rację mają również ci eksperci (również W. Cherubin), którzy od pewnego czasu wskazują na potrzebę zachowania warunków konkurencji na lokalnych rynkach dostaw energii sieciowej na etapie planowania i projektowania infrastruktury zasilania. Takie podejście znane jest przede wszystkim z Danii i jego efekty przynoszą bardzo korzystne efekty ekonomiczne. Warto jednak zwrócić uwagę, że jeśli zapadnie decyzja o wyborze takich wariantów rozwiązań zaopatrzenia odbiorców w energię, to oznaczać to będzie w istocie wzmocnienie pozycji i długookresowe ugruntowanie ścisłego nadzoru regulatora. Być może należy zapewnić, aby przy projektowaniu nowych rozwiązań istniała możliwość przyszłego funkcjonowania rynku konkurencyjnego, np. kilku producentów ciepła przyłączonych do układu połączonych sieci pierścieniowych.

Wróćmy jednak do warunków panujących w Polsce roku 2002. Na rysunku 1 pokazano nośnikową strukturę zużycia paliw i energii finalnej, z której wynika, że ciepło sieciowe stanowiło ok. 12%, zaś paliwa ciekłe nieco ponad 30%. Przypomnijmy, że energia finalna obejmuje krajowe zużycie paliw i energii we wszystkich sektorach gospodarki narodowej, poza sektorami energetycznymi (górnictwo, gazownictwo, rafinerie, elektroenergetyka i ciepłownictwo i inne). Podejście to jest zgodne z zasadami statystyki międzynarodowej (OECD, EUROSTAT, czy ONZ) i jest stosowane przez ARE w tzw. publikacjach OECD. Przez analogię do statystyki rachunków narodowych można określić, że bilanse energii finalnej wskazują na końcowy efekt (po uwzględnieniu salda importu i eksportu paliw i energii) działalności wszystkich sektorów energetycznych, który oferowany jest wszystkim pozostałym odbiorcom na rynku krajowym.6) Bardziej szczegółową charakterystykę wolumenu i struktury zużycia energii finalnej prezentuje tabela 2. Zestawiono w niej dane w układzie odpowiadającym zużyciu poszczególnych nośników w wyróżnionych sektorach gospodarczych. Przykładowo, korzystając z wartości zestawionych w tabeli 2 oceńmy zasilanie energetyczne sektora mieszkaniowego w 2002 r. Sektor ten zużył ok. 770 PJ energii, co stanowiło ok. 32% zużycia finalnego (o ok. 1 punkt procentowy więcej niż zużycie sektora przemysłu z budownictwem). Zasadnicze znaczenie w strukturze zużycia odgrywały ciepło sieciowe oraz węgiel kamienny (udział każdego po ok. 27%). Potencjalnie największy konkurent ciepła - gaz ziemny - miał udział niższy o ok. 40%, zaś paliwa ciekłe (lekkie oleje opałowe i gaz ciekły bezprzewodowy, ale bez paliw silnikowych, zużycie których wykazano w sektorze transportu) stanowiły niecałe 6% zużycia sektora mieszkaniowego. Analizując strukturę zużycia paliw w sektorze mieszkaniowym widać, że potencjalny obszar przyszłych działań konkurencyjnych wyznacza stosowanie bardzo uciążliwych paliw stałych - głównie węgla kamiennego. Z posiadanej wiedzy i doświadczenia autora wynika, że węgiel jest głównie stosowany na obszarach wiejskich i w małych miastach, w których rozwój sieci ciepłowniczych najczęściej nie będzie się opłacał. Na tych terenach będzie on zapewne wypierany przez OZE oraz częściowo gaz ziemny. Dlatego przystępując do oceny potencjału rynku przedsiębiorstwa ciepłownicze powinny jak najszybciej wspólnie doprowadzić do wiarygodnego zakreślenia interesującego je potencjału biznesowego.

Działania takie organy Państwa będę zmuszone podjąć już w bliskiej przyszłości, w ramach wdrażania przepisów dyrektywy o promocji kogeneracji (zob. [5]). Bez większego ryzyka można ocenić, że dyrektywa ta wzmacnia istotnie szansę ciepłownictwa na stopniowe powiększenie obszaru rynku, a przynajmniej na jego utrzymanie (jeśli wziąć pod uwagę procesy termomodernizacji i racjonalizacji). Na zakończenie rozważań dotyczących rynku ciepła warto wspomnieć o ukształtowanej strukturze produkcji ciepła sieciowego na rynek. Otóż prawie 90% dostaw ciepła pochodziło z elektrociepłowni i ciepłowni zawodowych, zaś tylko ok. 12% z energetyki przemysłowej. Wykazywane w statystyce tzw. zużycie własne stanowiło do 15% wyprodukowanego ciepła, przy czym w statystyce ARE nie są wykazywane straty sieciowe. Porównując dane statystyczne z wartościami przytoczonymi w artykule specjalistów URE (zob. [10]) można oszacować, że straty w sieci w 2002 r. stanowiły ok. 11 % ciepła dostarczonego do sieci. A zatem wartości w statystyce ARE obejmują również straty sieciowe i zużycie własne ciepła u wytwórców. Dodatkowo wykonane przez autora, identyczne jak wyżej, obliczenia dla roku 2000, charakteryzującego się bardzo nietypową, wysoką temperaturą zewnętrzną wskazały, że w sektorze mieszkaniowym zużycie energii finalnej było niższe o ponad 6%, przy czym najbardziej obniżyło się zużycie węgla kamiennego i OZE, przy ok. 4-procentowym spadku ciepła sieciowego i stabilizacji zużycia gazu ziemnego. Autor uważa, że z tych spostrzeżeń przedsiębiorstwa ciepłownicze również powinny wyciągnąć stosowne wnioski na najbliższe lata. Wpływ regulacji unijnych na warunki funkcjonowania przedsiębiorstw ciepłowniczych W przypadku krajowego sektora ciepłowniczego wpływ regulacji unijnych ma w większości przypadków charakter pośredni. Wynika to ze specyfiki rynków ciepła mających charakter

lokalny, ale zarazem dla nikogo nie ulega wątpliwości, że rynek ciepła wymaga szczególnego nadzoru ze strony organów państwa. To właśnie na rynku ciepła w najpełniejszy sposób ujawniają się cechy użyteczności publicznej, za które odpowiedzialność ponoszą organy państwowe (centralne i regionalne). Dlatego też z dużą dozą pewności można stwierdzić, że szereg zasad i kryteriów oraz instrumentów polityki Unii Europejskiej, wyrażonych bezpośrednio w dyrektywach adresowanych do rynku elektryczności i rynku gazu ziemnego (w oczywisty sposób także środowiskowe i proefektywnościowe) zostanie zastosowanych do kształtowania rynku ciepła. To jeszcze jedna przyczyna, dla której konieczne jest, choćby zgrubne, przeanalizowanie odnośnych przepisów prawa krajowego. Dla pewnej wygody czytelnika dokonano w analizie porządkującego rozróżnienia na regulacje skierowane głównie na procesy liberalizacji rynków energii, polityki ochrony środowiska oraz poprawy efektywności energetycznej i promocji OZE. Niemniej podział taki ma jedynie charakter umowny, gdyż z punktu widzenia przedsiębiorstwa liczy się cały system, który najlepiej gdyby okazał się spójny i stabilny. Warunki funkcjonowania przedsiębiorstw energetycznych (i nie tylko) na rynku energii kształtowane są wieloma czynnikami, pośród których istotne znaczenie - w ocenie autora - mają: a) spójność struktury funkcjonalno-organizacyjnej sektora energii, z możliwościami funkcjonowania mechanizmów konkurencji, b) struktura instytucjonalna państwa, realizująca funkcje regulacyjne i kontrolne (bieżące monitorowanie procesów rynkowych), c) racjonalność (adekwatność) zamierzeń polityki państwa w zakresie ochrony środowiska, w tym promocji OZE, z zasobnością portfela odbiorców i dostawców energii. Mówiąc całkiem po prostu chodzi o to, aby relacje pomiędzy kosztami a cenami były kształtowane na regulowanym rynku energii w sposób zrozumiały dla wszystkich jego uczestników. Oczywiste jest, że rynek energii posiada szereg dodatkowych, koniecznych ograniczeń, które głównie - ale nie wyłącznie - mają swe źródło w przepisach powszechnie obowiązującego prawa krajowego, ale również w postanowieniach administracyjnych organu regulacyjnego. Uprzedzając nieco dalej przeprowadzoną analizę wybranych przepisów prawa unijnego i krajowego muszę podkreślić wyraźnie wzrastającą rolę i znaczenie organu regulacyjnego - co znajduje potwierdzenie w regulacjach każdego z państw członkowskich EU'25. Przepisy liberalizujące rynek energii elektrycznej i gazu ziemnego Zasadniczymi elementami budowy jednolitego, wewnętrznego rynku energii elektrycznej i gazu ziemnego na obszarze całej Wspólnoty Europejskiej są dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady z 26 czerwca 2003 r. ustanawiające wspólne zasady wytwarzania, przesyłania, dystrybucji i dostaw oraz zasady organizacji i funkcjonowania rynków, w tym dostęp nowych uczestników, a także kryteria i procedury stosowane przy eksploatacji systemów, jak również uruchamiania nowych mocy wytwórczych, przesyłowych i przedsięwzięć proefektywnościowych typu DSM (kształtowanie popytu odbiorców).

Elementami, które mogą mieć wpływ na obecne i przyszłe funkcjonowanie krajowych przedsiębiorstw ciepłowniczych są: a) sposób zorganizowania łańcucha dostaw energii od producenta do odbiorcy końcowego, w tym zadania i obowiązki operatorów systemów sieciowych, b) zakres oraz sposób rozumienia wypełniania obowiązków o charakterze usług publicznych (użyteczności publicznej), c) uprawnienia i odpowiedzialność oraz zasady funkcjonowania organu regulacyjnego, d) przypadki specjalne, dające preferencje dla produkcji skojarzonej ciepła i elektryczności oraz generacji rozproszonej, w tym wykorzystującej OZE. Zasadniczą zmianą, jakiej wymagają dyrektywy jest prawne wydzielenie operatorów systemu przesyłowego (do 1 lipca 2004 roku - w Polsce już nastąpiło) oraz systemów dystrybucyjnych - do 1 lipca 2007 r. Zasadą jest, że operator systemu nie prowadzi żadnej innej działalności aniżeli świadczenie usług przesyłowych i usług systemowych. Czy i w jakim zakresie rozwiązanie to znajdzie zastosowanie w odniesieniu do wielkich systemów ciepłowniczych trudno na chwilę obecną przesądzić, gdyż zależy to w głównej mierze od opracowania i uzgodnienia docelowego modelu rynku ciepła, którego na dzień dzisiejszy brak. Wydaje się, że zastosowane w dyrektywach podejście do świadczenia usług publicznych, w tym zasady i środki ochrony odbiorców „wrażliwych" obejmą również przedsiębiorstwa ciepłownicze. Usługi publiczne definiuje się jako obowiązki realizacji zadań w ogólnym interesie ekonomicznym, obejmujące: bezpieczeństwo dostaw energii, jakość i standardy świadczenia usług, społecznie akceptowane ceny i ochronę środowiska, a w szczególności minimalizację zmian klimatu i popieranie efektywności energetycznej (w tym DSM). Z tej definicji wynika, że praktycznie wszystkie wymienione obowiązki musiały być wypełniane przez krajowe przedsiębiorstwa energetyczne, z wyjątkiem działań na rzecz ochrony klimatu. Do tej kwestii powrócę w dalszej części artykułu. Z lektury przepisów dyrektywy wynika, że pojawiają się pewne dodatkowe szansę i ułatwienia dla przedsiębiorstw ciepłowniczych, l tak, w dyrektywie gazowej zapewniony będzie dostęp do tzw. gazociągów kopalnianych oraz gazociągów bezpośrednich, łączących źródła gazu z odbiorcą. Warto wskazać, że w Polsce istnieje pewna liczba tzw. małych złóż gazowych, których zagospodarowanie może okazać się opłacalne właśnie przez energetykę rozproszoną, a w szczególności małe układy kogeneracyjne (do 5 MW). Działania takie powinny być istotnie ułatwione od strony formalno-admi-nistracyjnej, czego wymaga art. 6 ust. 3 dyrektywy elektrycznej (w polskim prawie na takie jednostki o mocy do 5 MW przewiduje się zniesienie wymogu koncesji). Ponadto działania takie będą stopniowo uzyskiwać poparcie społeczne, gdyż na mocy art. 3 ust. 6 dostawcy elektryczności mają obowiązek corocznego informowania odbiorców o źródłach zakupu elektryczności z wyraźnym zaznaczeniem ich negatywnego wpływu na środowisko (np. wskaźniki emisji zanieczyszczeń na 1 MWh). Łącznie tworzyć to powinno korzystny klimat dla zagospodarowywania małych (pozasystemowych) złóż gazu ziemnego.

Dodatkowe wsparcie dla rozwoju tego rodzaju źródeł wynika z postanowień art. 6 ust. 2 w związku z art. 7. Wynika z nich, że zanim zostanie wydane zezwolenie na budowę nowych mocy wytwórczych (elektrycznych) konieczne będzie przeanalizowanie 9 kryteriów, z których większość wskazuje na preferencje dla źródeł skojarzonych, również projektów DSM lub OZE. Jeżeli rozwiązanie to połączyć z przepisami art. 11 ust. 3, w związku z art. 14 ust. 4 i 7, przyznającymi priorytet w odbiorze mocy i energii ze źródeł skojarzonych i/lub użytkujących OZE, jak też zalecenie w planowaniu rozwoju, to atrakcyjność ekonomiczno-finansowa budowy źródeł rozproszonych znacznie wzrasta. Oczywiście nie jest to równoznaczne z całkowitym zniknięciem problemów rozwojowych ciepłownictwa, gdyż konieczne jest przede wszystkim znalezienie rynku na stabilny odbiór ciepła. Ale i w tym przypadku można liczyć na dodatkowe wsparcie, wymagane dyrektywami z obszaru ochrony środowiska (m.in. ocena kosztów zewnętrznych, technologie typu BAT, handel emisjami) oraz promocji efektywności (raporty o potencjale produkcji skojarzonej, preferencje zakupu elektryczności, czy preferencje podatkowe). Bardzo istotne znaczenie dla sektora ciepłowniczego mają postanowienia obu dyrektyw w zakresie metodyki zatwierdzania taryf, która powinna odzwierciedlać koszty i zapewniać niedyskryminacyjne traktowanie odbiorców Zalecenia te wynikają z preambuły obu dyrektyw (pkt. 18-elektryczna i 16-gazowa), których wykładnia celowościowa (intencja ustawodawcy) musi być brana pod uwagę w procesie regulacji (zatwierdzania taryf). To właśnie te zapisy dostarczyły dodatkowych argumentów do nowelizacji Prawa energetycznego, w zakresie: uwzględnienia pełnych kosztów kapitałowych (nie tylko kosztu kapitału obcego), zniesienia sztucznego podziału kalkulacji stawek opłat przesyłowych, silnie zaburzającego strukturę kosztów przedsiębiorstwa, a przez to w nieuzasadniony sposób premiowania odbiorców o bardzo dużej zmienności poboru mocy, i przeciwnie- nadmiernego obciążania najlepszych odbiorców, o stabilnej charakterystyce odbioru mocy. Zmiany te niewątpliwie zwiększą przejrzystość, a tym samym zrozumienie procesu taryfowania - również przez odbiorców. Kolejny istotny element postępującej liberalizacji rynków energii wiąże się ze wzmacnianiem pozycji organu regulacyjnego - podstawowego instrumentu instytucjonalnego państwa w realizacji polityki energetycznej. Z dyrektyw wynika zdecydowany kierunek na wzrost uprawnień i poszerzenie zakresu zadań regulatorów rynku. W stosunku do obecnie wypełnianych zadań istotnemu poszerzeniu ulega jego funkcja nadzorcza i decyzyjna wobec przedsiębiorstw energetycznych. Uwidacznia się to szczególnie w rządowym projekcie zmian ustawy Prawo energetyczne, stanowiącym transpozycję postanowień dyrektyw na grunt prawa krajowego. Istotny czynnik liberalizacji i budowy jednolitego rynku energii w Unii Europejskiej stanowi polityka podatkowa w zakresie paliw i energii. Jej ostatnim przejawem są postanowienia dyrektywy 2003/96/WE z dnia 27 października 2003 r. „o restrukturyzacji systemu opodatkowania produktów energetycznych i elektryczności". W preambule dyrektywy stwierdza się m.in., że jej celem jest wsparcie budowy jednolitego rynku energii poprzez określenie minimalnych pułapów podatkowych, ale również wskazuje się, że dyrektywa poprzez instrumenty podatkowe ma dopomóc w osiągnięciu celów redukcyjnych EU z Kioto. Wprawdzie w preambule wyraźnie stwierdza się, że dyrektywa nie dotyczy ciepła, ale za to dotyczy wszystkich paliw stosowanych do jego wytworzenia (paliwa stałe, ciekłe i gazowe). Ponadto w dyrektywie są zawarte bardzo istotne stwierdzenia dotyczące stosowania preferencji podatkowych dla produkcji skojarzonej i z wykorzystaniem OZE. Dla sektora ciepłowniczego najbardziej istotne są przepisy art. 15 ust. 1 pkt. „c" i „d". Wynika z nich, że paliwa stosowane w układzie skojarzonym oraz elektryczność wyprodukowana w kogeneracji

o wysokiej sprawności (zgodnie z dyrektywą promującą kogenerację - 2004/8/WE) mogą być całkowicie lub częściowo zwolnione z opodatkowania". Zdaniem autora oznacza to z pewnością możliwość zastosowania przepisów dyrektywy do elektryczności, natomiast pewna wątpliwość może pozostać czy i w jakim zakresie przepisy prawa krajowego uwzględnią identyczną zasadę w stosunku do wyprodukowanego ciepła w układach skojarzonych o wysokiej sprawności - zgodnie z dyrektywą 2004/8/WE. W tym przypadku rekomendacja wydaje się oczywista, że sektor ciepłowniczy powinien pilnie śledzić transpozycję dyrektywy podatkowej do prawa polskiego dbając o swój dobrze pojęty interes (tu jednak może powstać pewna wątpliwość, gdyż w Polsce elektryczność jest już opodatkowana akcyzą w stopniu istotnie wyższym od poziomu minimalnego, a zatem Minister Finansów może potraktować tego rodzaju postulat na niekorzyść sektora ciepłowniczego; sprawa jest zatem dość delikatna). Na zakończenie tej problematyki może warto jeszcze zwrócić uwagę, że zgodnie z art. 15 ust. 1 „g" użytkowany bezpośrednio przez odbiorców końcowych (z wyłączeniem sektorów energii) gaz ziemny może zostać również objęty zwolnieniem podatkowym, gdyż jego udział w Polsce wynosił w 2002 r. 13,8% (zob. dane w tabl. 1), a zwolnienie jest możliwe do wartości 15% udziału. Jest to typowy przykład preferencji mającej na celu poprawę ochrony środowiska. Regulacje ochrony środowiska (atmosfery) Wzmocnienie roli i znaczenia polityki ochrony środowiska, w tym łagodzenia zmian klimatu (ochrona klimatu) jest w ostatniej dekadzie najbardziej wyrazistym kierunkiem polityki całej Unii Europejskiej. Jej przejawem jest wiele programów wspierających (Programy Ramowe) i regulacji prawnych (rozporządzenia, dyrektywy, decyzje, wytyczne), które mają na celu zmniejszenie presji środowiskowej, w tym głównie redukcję emisji gazów cieplarnianych (GC). Zgodnie z zobowiązaniami z Kioto Unia Europejska musi obniżyć swoje emisje GC o 8%, w porównaniu z poziomem z roku 1990 (1995 dla tzw. gazów przemysłowych - PFCs, HFCs, SF6), a jak wynika z ostatniego raportu monitorującego (z jesieni 2003 roku) zobowiązanie to może nie zostać wypełnione. Aby temu zaradzić organy EU podejmują wiele różnych inicjatyw na rzecz wzmocnienia polityki ochrony środowiska, chociaż działania takie w krótkim okresie mogą powodować spore trudności dostosowawcze, a wręcz pogorszenie pozycji konkurencyjnej przedsiębiorstw unijnych na rynku światowym. Od 2003 r. można zauważyć bardzo dużą presję EU na kraje akcesyjne, w kierunku zaostrzenia ich norm i standardów emisji oraz wdrażania rozwiązań z „górnej półki" technologicznej, tzw. najlepszych dostępnych technik (BAT - best available technics). W przypadku Polski nacisk ten przyjął niestety bardzo ostrą formę, w postaci zapisów w Traktacie Akcesyjnym (TA), o znacznym zredukowaniu emisji zanieczyszczeń atmosferycznych (tzw. cele redukcyjne pośrednie i finalne dla: SO2, NOx, i pyłów) odpowiednio w latach 2008, 2010 i 2012. Realizacja tych celów a bez skutecznej renegocjacji postanowień TA będzie to konieczne) oznaczać będzie w istocie znaczne pogorszenie pozycji konkurencyjnej szeregu polskich, tzw. wielkich producentów elektryczności i ciepła (o mocy cieplnej > 50 MW), w stosunku do producentów z krajów starej EU (EU'15), gdyż wymaga od dużej grupy polskich przedsiębiorstw zredukowania emisji nawet poniżej standardów i

norm wymaganych dyrektywą o wielkich źródłach spalania 2001/80/WE (tzw. dyrektywa LCP). Być może pewnym kompromisowym sposobem na wypełnienie ostrych norm TA będzie wdrożenie w Polsce lokalnego systemu handlu emisjami SO2 i NOx, funkcjonującego równolegle do systemu handlu emisjami GC (w pierwszym okresie pilotowym - lata 2005-2007 tylko CO2). Pewne prace przygotowawcze w tym zakresie zostały wykonane w 2003 r. i w początku 2004 r, ale w ocenie autora tempo prac uległo wyraźnemu zahamowaniu. To niestety zły znak dla krajowych przedsiębiorstw energetycznych, w tym oczywiście i ciepłowniczych. Mając powyższe na uwadze w swoim syntetycznym przeglądzie skupiłem się na kilku wymienionych powyżej zagadnieniach dotyczących: • wdrożenia rozwiązań dyrektywy IPPC (96/61/WE - „o zintegrowanym zapobieganiu zanieczyszczeniom i ich kontroli") • implementacji rozwiązań dyrektywy LCP (2001/80/WE -„o ograniczeniu emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych źródeł spalania paliw"), • możliwości i skutków wdrożenia dyrektywy o handlu uprawnieniami do emisji CO2 (2003/87/WE - „o ustanowieniu systemu handlu uprawnieniami zbywalnymi do emisji gazów cieplarnianych na obszarze Wspólnoty i zmianie dyrektywy 96/61/WE"). Razem dwie pierwsze dyrektywy tworzyły do niedawna (do czasu wejścia w życie dyrektywy 2003/87/WE) spójne, chociaż dość złożone i wymagające ramy dla bieżącego funkcjonowania i rozwoju polskiego sektora energetycznego. Spójność wiązana była głównie jednakową mocą progową źródeł - 50 MW, która to wartość została obniżona do 20 MW dyrektywą o handlu emisjami. Poniżej zostaną wskazane najbardziej istotne postanowienia wymienionych dyrektyw w zakresie dotyczącym budowy w miarę stabilnych, wiarygodnych podstaw do tworzenia strategii funkcjonowania i rozwoju przedsiębiorstw ciepłowniczych. (a) Dyrektywa IPPC mieć będzie kluczowe znaczenie dla bardzo dużej liczby istniejących instalacji energetycznych i technologii przemysłowych w Polsce. Ocenia się, że będzie ją musiało wdrożyć około 2000 przedsiębiorstw (wg Ministra Środowiska), z tego kilkaset to instalacje energetycznego spalania paliw. Spora część tych instalacji to przedsiębiorstwa ciepłownicze, których moc zainstalowana (w paliwie) przekracza 50 MW. Zasadnicze wymaganie dyrektywy polega na zastosowaniu podejścia zintegrowanego, tj. równoczesnej ochronie wszystkich składników środowiska (powietrze, woda, ziemia), zaś kluczowym - i praktycznie jedynym zalecanym instrumentem są rozwiązania zgodne z najlepszą dostępną techniką (tzw. BAT). Istota BAT sprowadza się do minimalizacji łącznego, negatywnego oddziaływania na środowisko, ale - jak stanowi art. 9 ust. 4 dyrektywy .....z uwzględnieniem technicznych właściwości danej instalacji, jej położenia geograficznego i lokalnych warunków środowiska". To bardzo ważne uzupełnienia do formalnego traktowania techniki BAT, bowiem nie w każdych warunkach lokalnych można wdrożyć naprawdę najlepszą dostępną technikę, nie powodującą zbyt wysokich kosztów. Można z dużym prawdopodobieństwem założyć, że w przypadku przedsiębiorstw ciepłowniczych, które będą chciały (lub musiały) dokonać istotnej modernizacji lub budowy nowej instalacji wytwarzania w skojarzeniu, za technikę BAT będą mogły być uważane technologie spełniające wymagania dyrektywy „wysokiej kogeneracji" (2004/8/WE).

Ważne ustalenia dotyczące wdrożenia dyrektywy IPPC są zawarte w Traktacie Akcesyjnym. Wynika z nich, że wskazane na imiennej liście przedsiębiorstwa, w ustalonych w TA terminach (najczęściej jest to koniec roku 2009 lub 2010) mogą uzyskać pomoc państwa na cele związane z ochroną środowiska do wysokości 30% kwalifikowanych kosztów inwestycyjnych. Warunkiem jest uzyskanie warunków pozwolenia zintegrowanego do 30 października 2007 r. Należy dodać, że przedsiębiorstwa nie wymienione na liście TA również są uprawnione do uzyskania 30% pomocy, ale muszą wdrożyć postanowienia dyrektywy do końca 2007 r. Nie jest specjalnie odkrywcze stwierdzenie, że spełnienie wymagań dyrektywy IPPC stworzy przedsiębiorstwu ciepłowniczemu komfortowe warunki funkcjonowania na wiele następnych lat, gdyż z definicji zagwarantuje to mu równoległe spełnienie wielu innych regulacji środowiskowych, w tym wynikających z dyrektyw LCP i o handlu emisjami. Natomiast wyzwaniem dla organizacji i stowarzyszeń działających na rzecz interesów przedsiębiorstw jest pilne stworzenie systemu szkoleniowo-doradczego obejmującego całość zagadnień prawnych, techniczno- ekonomicznych oraz zabezpieczenia finansowego - z umiejętnym wykorzystaniem środków z programów wsparcia Wspólnoty Europejskiej. Warunek: musi to być wsparcie bardzo konkretne - najlepiej w dużej części typu „premia za sukces" dla doradcy. (b) Dyrektywa LCP (2001 /80/EC), również zachęca do wyboru zaproponowanego wariantu modernizacji (produkcja skojarzona na gazie ziemnym). Wyraźnie definiują to art. 6 i 10 dyrektywy, wymagające dla nowych lub istotnie modernizowanych źródeł (przyrost mocy cieplnej >50 MW) wykonania analizy i oceny możliwości budowy układu skojarzonego. Pozostałe postanowienia tej dyrektywy tylko z pozoru nie są zbyt dotkliwe dla wielu mniejszych przedsiębiorstw ciepłowniczych (o łącznej mocy < 50 MW). Zdaniem autora prawdziwe zagrożenie kryje się w możliwości ekspansji rynkowej przedsiębiorstwa, które zdecyduje się na budowę wysokosprawnej EC. Świadczy o tym dość sporo faktów: po pierwsze - przed podjęciem decyzji, jak tego wymaga art. 6 dyrektywy, konieczne jest dobre rozeznanie rynku ciepła- będzie więc niezła informacja biznesowa; po drugie - istniejące preferencje prawno-ekonomiczne dla wysokosprawnej kogeneracji, przy praktycznym braku problemów ze sprzedażą wytworzonej elektryczności do sieci spowodują, że te przedsiębiorstwa będą uzyskiwały przewagę rynkową nad klasycznymi ciepłowniami. Finał tego typu konkurencji łatwo przewidzieć. Ten problem również wymaga dużej roboty szkoleniowo-doradczej, zanim pojawią się realne przypadki opisanej sytuacji. (c) Najnowsza omawiana regulacja z obszaru środowiska dotyczy wdrożenia systemu handlu emisjami GC na obszarze całej Wspólnoty Europejskiej, w tym i w Polsce (dyrektywa 2003/8/ /EC, wraz z decyzją Komisji z dnia 29 stycznia 2004 w sprawie wytycznych do monitorowania i raportowania emisji). Dyrektywa jest głównym instrumentem starej EU'15 mającym dopomóc Państwom członkowskim i całej Wspólnocie w skutecznym uzyskaniu 8% redukcji emisji GC, w sposób efektywny ekonomicznie, nie powodując nadmiernie negatywnego wpływu na gospodarkę i rynek pracy. Pogłębiona analiza przepisów dyrektywy, w tym szczególnie kryteriów załącznika III, stanowiących podstawę do opracowania tzw. Krajowego Planu Alokacji Uprawnień (KPAU) zbywalnych do emisji CO2 wskazała, że istniejące w niej zapisy odpowiadają sytuacji i uwarunkowaniom emisyjnym (konieczność redukcji emisji GC) Państw członkowskich EU'15. W małym stopniu regulacje te zaś odpowiadają korzystnej sytuacji emisyjnej Polski, posiadającej znaczącą nadwyżkę (ok. 30% ≈100 mln ton/a) zredukowanej emisji CO2.

Opracowany, z udziałem autora artykułu, projekt KPAU jest zgodny w pełni co do ducha i litery podjętych zobowiązań z Kioto, stanowiących pierwsze kryterium do opracowania KPAU. Spełnione są również pozostałe kryteria przygotowania KPAU, przy czym niektóre z nich mogą budzić pewne wątpliwości w Komisji. Wynika to z niezgodności zaleceń Komisji (tzw. wskazówki interpretacyjne, wydane na mocy art. 9 ust. 1 dyrektywy) odnośnie do potraktowania premii za „kogenerację i tzw. wcześniejsze działania redukcyjne" (ang. early actions). Premie te bowiem powinny co do zasady pomniejszać sektorową pulę uprawnień zbywalnych, na korzyść tych przedsiębiorstw, które wykazały prawo do premii - kosztem pozostałych przedsiębiorstw sektora (tu: ciepłowniczego). W praktyce okazało się, że zastosowanie tej zasady prowadzi do sytuacji w której część przedsiębiorstw nie otrzymująca premii8) oznacza, że mogą one otrzymać liczbę uprawnień do emisji nawet mniejszą od ilości emisji w roku bazowym. Sytuacja taka oznacza, że nie będzie spełnione kryterium i zalecenie Komisji nakazujące przydzielić każdej instalacji tyle uprawnień, ile będzie ona potrzebowała do normalnej pracy, z uwzględnieniem wiarygodnego wzrostu produkcji. Wyraźnie muszę jednak podkreślić, że to Komisja decyduje o ostatecznym zatwierdzeniu KPAU, a zatem może pojawić się potrzeba jego modyfikacji - w pierwszym rzędzie o likwidację przydziałów premiowych. Wydaje się, że dla przedsiębiorstw sektora ciepłownictwa inne zagrożenia korekty „w dół" przydziałów zawartych w KPAU nie występują. Warto wskazać przepisy art. 26 dyrektywy, które umożliwią m.in. przedsiębiorstwom ciepłowniczym uczestniczącym w systemie handlu emisjami uzyskać czasowe odstępstwo od nałożenia na nie indywidualnych wymagań w zakresie standardów efektywności energetycznej. Zależało ono będzie od decyzji właściwych organów państwowych - w przypadku Polski zapewne od decyzji Ministra Środowiska. Na podstawie znajomości tematyki handlu emisjami oceniam, że duża część mniejszych i średnich przedsiębiorstw ciepłowniczych powinna dążyć do wspólnego zarządzana wieloma zagadnieniami, jakie z pewnością będzie tworzył system handlu emisjami. W wielkim skrócie można scharakteryzować główne elementy strategii przedsiębiorstwa w systemie handlu emisjami następująco: • dobrze planuj nowoczesny rozwój i na bieżąco monitoruj emisje w całym okresie zobowiązań (3- lub 5-letnim); • starannie gromadź wszystkie dokumenty służące do obliczania emisji GC, takie jak faktury, ekspertyzy, dokumenty rozliczeń wewnętrznych - szczególnie zmiany stanów magazynowych poszczególnych paliw, w tym biomasy, • jeśli chcesz uczestniczyć w obrocie wtórnym uprawnieniami na rynku unijnym czy krajowym koniecznie wybierz doradcę doświadczonego w transakcjach rynkowych, który zaoferuje ci transakcje terminowe zmniejszające ryzyko braku uprawnień, • staraj się nigdy nie dokonywać całości transakcji bieżących (kupno-sprzedaż) w pierwszym kwartale następnego roku, a w szczególności w następnym kwartale zamykającym kilkuletni okres zobowiązań; • dokładnie bilansuj przyznaną ci liczbę uprawnień z efektami podjętych i dobrze

udokumentowanych działań redukcyjnych; osiągnięty w ten sposób efekt redukcji emisji GC powinien być, zgodnie z prawem unijnym, przyznany dodatkowo na kolejny okres zobowiązań (lata 2008-2012); • zastanów się nad wyborem powiernika zarządzającego uprawnieniami w imieniu grupy przedsiębiorstw, ale pamiętaj, że za jego złe działanie konsekwencje obciążają CIEBIE; • nigdy nie zamykaj starej instalacji w końcu roku, bo stracisz ewentualną korzyść ekonomiczną przypisaną uprawnieniom zbywalnym. Oczywiste jest, że każda firma lub grupa firm musi dokładnie rozważyć jej własne ryzyko działalności związane z posiadaniem i obrotem rynkowym uprawnieniami zbywalnymi do emisji, oceny zamierzeń politycznych Unii Europejskiej wynika, że liczba uprawnień zbywalnych w kolejnych latach nie będzie rosła, a będzie ulegała redukcji. Oznacza to, że wartość ekonomiczna uprawnienia będzie zapewne wzrastała, ale trzeba brać pod uwagę zagrożenie napływem wielkiej liczby uprawnień z Rosji, Białorusi czy Ukrainy, a także z tytułu realizacji projektów typu JI i CDM. Z przytoczonego kontekstu wynika, że proces planowania biznesowego stanie się coraz bardziej złożony, gdyż dojdzie nowy, raczej drożejący składnik aktywów (niematerialnych i prawnych) firmy tworzący jej wartość rynkową. Tak więc warto i należy w opracowywanych aktualnie strategiach modernizacji i rozwoju brać pod uwagę wymagania dyrektywy IPPC, dbając zarazem aby w przepisach prawa krajowego znalazły się postanowienia gwarantujące premię za ten wysiłek inwestycyjny. Premią mogą i powinny być wydłużone prawa do emisji GC, odpowiadające albo emisjom sprzed modernizacji, albo też ustalonym wartościom pośrednim (dość powszechnie stosowana zasada podziału korzyści). Trudno dzisiaj oceniać możliwy wpływ dyrektywy, której efekty w istocie ujawnią się dopiero w okresie pilotowym funkcjonowania systemu handlu emisjami w Polsce i w całej Unii Europejskiej. Promocja poprawy efektywności energetycznej i źródeł energii odnawialnej Problematyka poprawy efektywności energetycznej i promocji OZE występuje prawie we wszystkich oficjalnych dokumentach unijnych i krajowych. Poprawa efektywności zwiększa konkurencyjność gospodarki, a zarazem - wespół z promocją OZE - stanowi jeden z fundamentów zrównoważonego rozwoju kraju i całej Unii Europejskiej. Te ważne cele powodują, że w ostatnim okresie w Unii Europejskiej weszło w życie sporo nowych regulacji prawnych z tego zakresu, zaś w Polsce dokonano istotnych nowelizacji przepisów Prawa energetycznego, Prawa ochrony środowiska i ustawy termomodernizacyjnej. Występuje tu więc dość daleko idąca zgodność przepisów prawa, co zwiększa stabilność prawną warunków działania przedsiębiorców. Warto w tym miejscu jednak wspomnieć, że promocja pożądanych zachowań uczestników rynku energii odbywa się najczęściej kosztem krajowych odbiorców końcowych. A jeśli tak, to powinna być przykrojona na miarę zasobności portfeli tychże odbiorców, którzy w efekcie mogą co najwyżej podzielić się tą nadal nikłą „zasobnością" z dostawcami ciepła i innych nośników. To bardzo ważne zdaniem autora spostrzeżenie powinno towarzyszyć wszystkim polskim politykom i urzędnikom współdecydującym o podejmowaniu przez nasz kraj kolejnych ciężarów „pożądanej" i obiektywnie słusznej

polityki ochrony środowiska i łagodzenia zmian klimatu, jakie są efektem nowo przyjmowanych regulacji prawnych w EU. Pamiętając o tej uwadze dokonamy przeglądu dyrektyw promujących poprawę efektywności energetycznej i promocji OZE na bazie: dyrektywy o charakterystyce energetycznej budynków (2002/91/WE), dyrektywy kogeneracyjnej (2004/8/WE), dyrektywy o promocji produkcji elektryczności z OZE (2001/77/WE). (a) Dyrektywa o charakterystyce energetycznej budynków będzie miała w długim okresie zasadnicze znaczenie dla wielu krajowych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Jej wymagania zmierzają do istotnie bardziej racjonalnej gospodarki energią - głownie ciepłem w budynku, wymagając zarazem dokonywania okresowych przeglądów wszystkich zainstalowanych urządzeń grzewczych i klimatyzacyjnych. Dyrektywa jest skierowana szczególnie na poprawę charakterystyki energetycznej budynków wielorodzinnych (powyżej 1000 m2 powierzchni) i budynków użyteczności publicznej. W tym celu przewiduje się świadczenie szeregu usług energetycznych, w tym kompleksowego zarządzana energią. Wydaje się, że postanowienia tej dyrektywy powinny zachęcić wiele przedsiębiorstw ciepłowniczych i/ lub ich związków, izb, stowarzyszeń, do podjęcia nowych, skoordynowanych inicjatyw. Chodzi mianowicie o tworzenie grup własnych specjalistów, np. w postaci spółek zależnych przygotowanych do świadczenia tego rodzaju usług na rzecz właścicieli czy zarządców budynków. Dzięki temu niewątpliwie konieczny proces restrukturyzacji przedsiębiorstw ciepłowniczych będzie i łatwiejszy, i bardziej racjonalny, a zarazem będzie opłacalny ekonomicznie. Bowiem utrata (raczej pewna) części wpływów z tytułu spadku sprzedaży ciepła będzie mogła zostać skompensowana przychodami ze świadczenia usług energetycznych. W ocenie autora przedsiębiorstwa ciepłownicze wcale nie stoją na straconej pozycji konkurencyjnej w stosunku do działających na rynku usług audytorów energetycznych. To wydzielone spółki usługowe z przedsiębiorstw ciepłowniczych mogą zaoferować usługi kompleksowe dla większych właścicieli/ zarządców budynków. Ich atutem może być również i to, że mogłyby oferować równocześnie dostawę ciepła na zasadzie firm obrotu. Nie powinno bowiem umknąć uwagi ciepłowników, że w łańcuchu tworzenia wartości dodanej - w warunkach rynkowych, a w tę stronę zmierza rynek energii - marżę (zysk) można i należy gromadzić na wszystkich możliwych etapach: produkcji, przesyle, rozdziale i sprzedaży (hurtowej, detalicznej). Niewątpliwie ta dyrektywa daje dodatkowe szansę rozwoju biznesowego właśnie przedsiębiorstwom ciepłowniczym. (b) Dyrektywa kogeneracyjna (2004/8/WE z dnia 11 lutego 2004 r.) ustanawia kluczowe, stabilne uwarunkowania rozwoju źródeł skojarzonych na całym obszarze wspólnotowym. Fundamentem rozwoju muszą być jednakże bardzo szczegółowe, wiarygodne oceny zapotrzebowania na ciepło użyteczne na danym rynku lokalnym, z wyszczególnieniem możliwości dla wysoko-sprawnej mikrokogeneracji (o mocy < 50 kW). To bardzo istotne zastrzeżenie dla wszystkich lokalnych graczy rynków ciepła, w tym aktualnie funkcjonujących przedsiębiorstw ciepłowniczych, albo nie posiadających układów skojarzonych lub też produkujących ze sprawnością niższą od wymaganej sprawności progowej. To także spore wyzwanie dla krajowych ośrodków badawczo-rozwojowych, aby w krótkim czasie dokonać oszacowania kompleksowego potencjału dla zastosowania wysokosprawnej kogeneracji, z uwzględnieniem zapotrzebowania na ciepło i chłodzenie użyteczne, w tym z jednostek mikro. Jak wynika z postanowień art. 6 i załącznika IV dyrektywy, wskazującego kryteria analizy potencjału, ocena taka powinna mieć z jednej strony charakter długookresowy (wymienia się wręcz lata 2010, 2015 i 2020), a z drugiej powinna spełniać wiele wymagań właściwych dla operacyjnych biznes planów rozwoju

(horyzont 1 -5 lat). Dopiero w taki sposób opracowane perspektywy rozwojowe - podkreślam - na bazie zapotrzebowania na ciepło użyteczne, będą stanowiły pewną gwarancję do skorzystania z bardzo wielu udogodnień ekonomiczno-fiskalnych i regulacyjnych, o których wspominałem uprzednio. Nie można pominąć przepisów art. 12 dyrektywy, z których wynika, że do końca 2010 r., ale po uzyskaniu zgody Komisji Europejskiej, poszczególne państwa członkowskie mogą stosować swoje metodyki do oceny sprawności procesu kogeneracji i wyznaczania oszczędności energii pierwotnej. Innymi słowy jest to pewien okres przejściowy, który np. w przypadku Polski oznaczał będzie możliwość korzystania z różnych przywilejów przez źródła o średniorocznej sprawności powyżej 70% (co wynika z rozporządzenia MG z dnia 30 maja 2003 r. „w sprawie... zakupu energii elektrycznej i ciepła z OZE ...").9) (c) Dyrektywa promująca produkcję elektryczności na bazie OZE jest bez wątpienia kierowana do mniejszych producentów elektryczności, w dodatku w układach skojarzonych. Wynika to wprost z możliwości zapewnienia opłacalnych dostaw OZE do producenta, w wymaganym czasie i ilości. Jak pokazują dotychczasowe doświadczenia krajowe i zagraniczne problem ten wcale nie jest taki łatwy do rozwiązania, tym bardziej że nadal „zielona energia" jest istotnie droższa od konwencjonalnej. Znane są autorowi wiarygodne dokumenty i oceny wskazujące dla przykładu, że nawet w Danii wciąż dopłaca się sporo pieniędzy do elektryczności wytwarzanej z wiatru, nie wspominając o biomasie. W Polsce zapewne sytuacja może być odwrotna, gdyż łatwiej i taniej będzie dostarczyć paliwo z biomasy, aniżeli zapewnić dobre i stabilne warunki wiatrowe (w porównaniu ze średnimi warunkami panującymi w Danii). Nawet intuicyjnie przeprowadzony rachunek ciągniony (skumulowany) wskazuje, że dla każdego kraju znacznie bardziej opłaca się rozwijać taką produkcję, która zapewnia powstanie i pozostanie wartości dodanej na miejscu. Biomasa to zapewnia, a elektrownie wiatrowe? - oczywiście nie. Mając to na względzie oraz pamiętając o niestety znacznie niższej sile nabywczej Polaków, warto zrewidować przyjęte w dokumentach wartości wskaźników udziału OZE w bilansie energii pierwotnej i elektrycznej. Dodać należy, że w innych krajach przyjęte wartości wskaźników mają charakter indykatywny (por. załącznik do dyrektywy 2001/77/WE), gdy tymczasem wartości przyjęte w Polsce mają charakter normatywny - obowiązujący. Stąd też prezes URE będzie miał coraz więcej okazji do sankcjonowania krajowych producentów elektryczności i ciepła. Nowelizacja przepisów prawa krajowego Charakter większości dyrektyw unijnych wymaga implementacji szczegółowych rozwiązań na grunt prawa krajowego. W Polsce szereg rozwiązań z obszaru ochrony środowiska, a szczególnie przepisy dyrektywy IPPC (96/61/WE) zostały już wdrożone do ustawy Prawo ochrony środowiska. Duża część przepisów unijnych wspierających poprawę efektywności energetycznej w budynkach i lokalnych sieciach ciepłowniczych, w tym wzrost wykorzystania OZE, zostało uwzględnionych w ustawie z dnia 18 grudnia 1998 r. O wspieraniu przedsięwzięć termo-modernizacyjnych (zob. [3]). Jednak zasadnicza część rozwiązań liberalizujących rynek energii, w tym rynek ciepła sieciowego, jak też rozwiązań gwarantujących prawem priorytet dla produkcji skojarzonej i realizowanej na bazie OZE wdrażana jest poprzez kolejne nowelizacje ustawy Prawo energetyczne i towarzyszące jej akty wykonawcze. Ostatnia nowelizacja Prawa energetycznego, wraz z nowelą ustawy - Prawo ochrony środowiska nastąpiła w dniu 2 kwietnia 2004 r. (Dz.U. 2004 nr 91, poz. 875). Jej głównym celem była bardziej skuteczna promocja OZE i produkcji skojarzonej, poprzez odpowiednie

nałożenie obowiązków zakupu elektryczności i/lub ciepła wytwarzanych z OZE oraz elektryczności ze skojarzenia na przedsiębiorstwa obrotu elektrycznością i/lub ciepłem. Na operatorów systemów przesyłowego i/lub dystrybucyjnego nałożono obowiązek odbioru i świadczenia usługi przesyłowej wobec tej kategorii wytwórców ciepła i elektryczności. Do Parlamentu wpłynęła kolejna, duża nowelizacja Prawa energetycznego, skierowana przez Radę Ministrów w dniu 22 lipca 2004 r. Jej zadaniem jest głównie zharmonizowanie przepisów krajowych z przepisami dyrektyw o liberalizacji rynku elektryczności i gazu ziemnego, z odpowiednim uwzględnieniem przepisów rozporządzenia 1228/2003/WE w sprawie warunków dostępu do sieci elektroenergetycznych w transgranicznym obrocie energią elektryczną. O wielu ważniejszych elementach zawartych w projekcie rządowym wspominałem już w artykule. Ich ogólna wymowa jest korzystna, a niekiedy nawet bardzo korzystna dla przedsiębiorstw energetycznych, w tym szczególnie ciepłowniczych. Najbardziej dokuczliwe przepisy Prawa energetycznego albo proponowane są do uchylenia (jak np. znany art. 45b utrzymujący ceny ciepła przez okres 12 miesięcy), albo też są korzystnie nowelizowane. Proponuje się zmiany w art. 45, umożliwiające zwrot kosztów z zaangażowanego kapitału, a nie tylko kapitału obcego, jak do tej pory, oraz proponuje się zrezygnowanie z utrzymania sztucznych zapisów określających maksymalnie dozwolone stawki opłat stałych za świadczone usługi przesyłowe (i dystrybucyjne) w wysokości 30% dla ciepła i 40% dla elektryczności i gazu. Nowy przepis zezwala na przeniesienie do taryfy normalnej struktury kosztów, z zastrzeżeniem poddania jej weryfikacji przez prezesa URE. Zmiany te, jeśli zostaną uchwalone, wejdą w życie na początku 2006 r. Ponadto cały pakiet zmian dotyczących głównie gazu ziemnego, w tym ustanowienie jasnych reguł dostępu do tzw. kopalnianych i bezpośrednich rurociągów, magazynów gazu oraz prawne wydzielenie OSP, wraz z jasnym zdefiniowaniem ich obowiązków powoduje, że wzrasta przestrzeń do gry ekonomicznej na lokalnych rynkach energii -w wielu przypadkach na rynku ciepła. Również proponowane zmiany art. 7 ust. 9 spełniają postulat przedsiębiorstw ciepłowniczych w kierunku bardziej elastycznego traktowania kosztów przyłączeń do sieci. Podobnie korzystną zmianą jest podniesienie do 5 MW progu mocy cieplnej źródła ciepła wymagającego uzyskania koncesji, co powinno ułatwić rozwój konkurencji i zachęcić większe przedsiębiorstwa ciepłownicze np. do budowy źródeł mikrokogeneracyjnych. Pewną, być może niezbyt korzystną zmianą zawartą w projekcie nowelizacji Prawa energetycznego jest dalsze wzmocnienie pozycji regulatora - zgodne z obserwowaną tendencją we Wspólnocie Europejskiej. Jednakże w ten sposób niewątpliwie wzrasta poziom ryzyka regulacyjnego w działalności biznesowej, wynikający głównie z ogromnej władzy regulatora w zakresie taryfowania. W tej sytuacji wydaje się, że jedynym możliwym sposobem jest albo enumeratywne wyliczenie w ustawie przypadków, w których regulator będzie uprawniony do zmiany warunków taryfowania, w tym m.in. do zmiany okresu obowiązywania taryfy, albo też zastosowanie zasady symetrii, tj. wprowadzenie wyraźne przepisu mówiącego o sytuacjach, w których to przedsiębiorstwo energetyczne może zawnioskować (poprzez złożenie nowego wniosku taryfowego) o zmianę taryfy i okresu taryfowania. Sądzę również, że w każdym przypadku warto pokusić się o skorzystanie z niedawnego precedensu prawnego, jakim jest nałożenie odpowiedzialności na organ (urzędnika) państwowy za wydanie wadliwej interpretacji prawnej powszechnie obowiązujących przepisów prawa. Jednakże w przypadku organu regulacyjnego musiałoby to zostać uzupełnione o precyzyjne wyliczenie sytuacji, w których organ (w istocie Skarb Państwa) ponosiłby odpowiedzialność materialną za narażenie koncesjonariusza na straty. Ujemną stroną tej propozycji będzie niewątpliwe wydłużenie procesu postępowania

regulacyjnego, w trosce o unikniecie odpowiedzialności. Czy zatem taka gra będzie warta świeczki? Zamiast podsumowania Zaprezentowane w artykule rozważania i sugestie autora dotyczące możliwych, przyszłych uwarunkowań prowadzenia działalności gospodarczej przez przedsiębiorstwa ciepłownicze mają dość ogólny charakter. Wynika to w dużym stopniu z ogólnego charakteru regulacji unijnych z jednej strony, z drugiej zaś z ogromnego zróżnicowania warunków występujących na lokalnych rynkach ciepła. Mając to na uwadze starałem się zaakcentować te cechy i zasady regulacji unijnych, które w stosunkowo niewielkim (często żadnym) stopniu będą zależne od lokalnej specyfiki. Stanie się tak wówczas, gdy scharakteryzowane przepisy prawa unijnego, jak też zharmonizowane z nimi przepisy krajowe okażą się wzajemnie spójne. Wówczas łącznie utworzą stabilną przestrzeń regulacyjną, w której bardziej bezpiecznie będą prowadziły działalność gospodarczą przedsiębiorcy. Już nawet z powyższej, uproszczonej przecież analizy wynika, że istnieje wiele wzajemnych powiązań kreujących przyszłe rynki energii w Polsce i w całej Unii Europejskiej. Jest to oczywiście zrozumiałe, gdyż funkcjonowanie nowoczesnego sektora energetycznego powinno odbywać się harmonii z poszanowaniem środowiska przyrodniczego, a także poprawiać konkurencyjność i bezpieczeństwo dostaw energii odbiorcom. Jeśli tak, to trudno wskazać lepsze przedsięwzięcia aniżeli polegające na poprawie efektywności gospodarowania energią i w racjonalny sposób wspierające rozwój energetyki opartej na źródłach odnawialnych. Warto wskazać na jeszcze jedną, korzystną cechę rynku ciepła na tle regulacji unijnych. To właśnie lokalny charakter rynków, zasilających w ogromnej większości odbiorców końcowych, a nie sferę biznesową będzie powodował, że ewentualne wsparcie publiczne nie powinno być kwestionowane na gruncie przepisów Traktatu EU. Jak wynika bowiem żart. 87 ust. 1 i 2 pomoc państwa „...jest niezgodna ze wspólnym rynkiem w zakresie, w jakim wpływa na wymianę handlową między Państwami członkowskimi". A zatem być może po raz kolejny okaże się, że „małe jest piękne"? LITERATURA [1] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (tekst jednolity, Dz.U. 153/2003 poz. 1504), znowelizowana ustawą z dnia 2 kwietnia 2004 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz ustawy - Prawo ochrony środowiska (Dz.U. 91/2004, poz. 875) [2] Projekt Rządowy ustawy o zmianie ustawy - Prawo energetyczne. Rada Ministrów, projekt z dnia 22 lipca 2004 r.; druk sejmowy nr 3135 [3] Ustawa z dnia 18 grudnia 1998 r. O wspieraniu przedsięwzięć termomodernizacyjnych (Dz.U. nr 1998/162, poz. 1121 ze zmianami) [4] Dyrektywa 2003/54/WE10) Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej dotycząca zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej uchylająca dyrektywę 96/92/EC oraz dyrektywa 2003/55/WE dotycząca rynku gazu ziemnego i uchylająca dyrektywę 98/30/WE [5] Dyrektywa 2004/8/WE11) Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej dotycząca promowania skojarzonej produkcji elektryczności i ciepła w oparciu o przewidywane zapotrzebowanie na ciepło użyteczne, w granicach wewnętrznego rynku energii oraz

nowelizująca dyrektywę 92/42/EWG [6] Dyrektywa 2003/96/WE Rady Unii Europejskiej „O restrukturyzacji systemu opodatkowania produktów energetycznych i elektryczności"12) [7] Dyrektywa 2002/91/WE13) Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej dotycząca charakterystyki energetycznej budynków (OJ No L1, z dnia 4 stycznia 2003) [8] Sprawozdanie z działalności prezesa URE w 2003 r. Biuletyn URE 2004, nr 3 [9] Zawisza B., Parczewski Z.: Proces przekształceń krajowego sektora ciepłowniczego - analiza i wstępna ocena przemian. Badania Systemowe EnergSys, Warszawa, lipiec 2001 (oprac. do użytku wewnętrznego w IGCP) [10] Buńczyk A, DanilukA., Okulski M.: Energetyka cieplna w Polsce w 2002 r. - wstępne wyniki badań. Biuletyn URE 2003, nr 6 [11] Cherubin W.: Lokalne rynki i plany zaopatrzenia w energię, Biuletyn URE 2003, nr 5 [12] ARE-2003: Bilanse energetyczne Polski w układzie statystyki OECD, EUROSTAT i ONZ. ARE, Warszawa, dane za rok 2002 Przypisy 1) Referat zamówiony i prezentowany na VIII FORUM Ciepłowników Polskich, Międzyzdroje, 13-15 września 2004 r.

2) Oświadczenie Rządowe z dnia 23 grudnia 1993 r., o wejściu w życie z dniem 1 lutego 1994 r. Układu Europejskiego „ustanawiającego stowarzyszenie między Rzeczpospolitą Polską z jednej strony a Wspólnotami Europejskimi i ich Państwami Członkowskimi z drugiej strony (Dz.U. nr 11/1994, poz. 39).

3) Na mocy podpisanego w Atenach, w dniu 16 kwietnia 2003 r. Traktatu o przystąpieniu do Unii Europejskiej (Traktat Akcesyjny; Dz.U. z 30 kwietnia 2004 r. nr 90 poz. 864). 4) Regulation (EC) No. 1228/2003 of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity, Official Journal of the European Union, No. L 176, 15.7.2003. 5) Zapewne truizmem jest stwierdzenie, że skala ryzyka biznesowego może być istotnie zredukowana stabilnymi przepisami prawa. Wydaje się, że wraz z wejściem Polski do EU'25 ten element ryzyka będzie się dość szybko zmniejszał, co nie oznacza, że wymagania wobec przedsiębiorstw ciepłowniczych będą mniejsze. 6) Inaczej oznacza to, że wszelkie zużycie paliw i energii w sektorach energetycznych oraz straty przesytu i dystrybucji powiększają rachunek dostawców, którzy - co oczywiste - starają się przerzucić te koszty na końcowych odbiorców - z różnym skutkiem, gdyż odbiorcom skutecznie stara się pomóc regulator (URE).

71 Zgodnie z art. 4 ust. 2 przez poziom opodatkowania rozumie się sumę obciążeń wszystkich podatków pośrednich, ale bez VAT, naliczanych od wartości energetycznej paliwa lub energii - kierowanych do konsumpcji. 8) W ogólności także otrzymująca ją poniżej wartości średniej dla sektora. 9) Na marginesie dodaję, że przy określaniu wolumenu premii kogeneracyjnej dla elektrociepłowni, w ramach KPAU stosowaliśmy kryterium 65% sprawności (średnio dla 3 lat z okresu 1999-2002) oraz algorytmy załącznika III dyrektywy. 10) Directives: (i) 2003/54/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 96/92/EC, and (ii) Directive 2003/54/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 concerning common rules for the internal market in natural gas and repealing Directive 98/30/EC; Official Journal of the European Union, No. L 176, 15.07.2003.

11) Directive 2004/8/EC of the European Parliament and of the Council of 11 February 2004 'On the promotion of cogeneration based on a useful heat demand in the internal energy market and amending Directive 92/42/EEC. Official Journal of the European Union, No. L 52, 21.02.2004.

12) COUNCIL DIRECTIVE 2003/96/EC of 27 October 2003 restructuring the Community framework for the taxation of energy products and electricity (Text with EEA relevance). Official Journal of the European Union, No. L 283,31.10.2003.

13) Directive 2002/91/EC of the European Parliament and of the Council of 16 December 2002 'On the energy performance of buildings'. Official Journal ofthe European Union, No. L 1, 4.01.2003.