PORZĄDEK OBRAD. Moderator: Jacek Szymczak Prezes Zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie

Transkrypt

1 PORZĄDEK OBRAD Moderator: Jacek Szymczak Prezes Zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie 8:30 9:00 Rejestracja gości powitalna kawa, herbata 9:00 9:15 Uroczyste otwarcie Forum Prezydent m.st. Warszawy 9:15 9:30 Wprowadzenie do tematyki obrad Leszek Drogosz Dyrektor Biura Infrastruktury Urzędu m.st. Warszawy 9:30 10:00 Referat programowy Sytuacja ciepłownictwa i model współpracy przedsiębiorstw energetycznych Jacek Szymczak Prezes Zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie 10:00 10:20 Warszawski rynek ciepła wyzwania związane z rozwojem źródeł i sieci ciepłowniczych, także w kontekście przygotowywanych zmian przepisów prawa Adam Dobrowolski Dyrektor Oddziału Centralnego URE 10:20 10:40 Wpływ nowych źródeł w Warszawskim Systemie Energetycznym na systemową efektywność energetyczną oraz rola i zakres samorządu w optymalizacji systemu prof. Janusz Lewandowski Dyrektor Instytutu Techniki Cieplnej Politechniki Warszawskiej 10:40 11:00 Przerwa na kawę 11:00 11:15 Inteligentna sieć (smart grid) Sławomir Szumski Dyrektor Heat-Tech Center Dalkia Warszawa S.A. 11:15 11:30 Optymalne wykorzystanie zmodernizowanego majątku wytwórczego PGNiG Termika S.A. Andrzej Rubczyński Dyrektor Departamentu Rozwoju PGNiG Termika S.A. 11:30 11:50 Możliwość dostaw gazu w aspekcie budowy gazowych źródeł elektroenergetycznych Rafał Wittmann Dyrektor Pionu Rozwoju OGP Gaz-System S.A. Grzegorz Jasiński Z-ca Dyrektora O/ZG Warszawa MSG Sp. z o. o. 11:50 12:10 Scenariusze rozwoju sieci, nowych technologii oraz regulacji prawnych kształtujące model działalności OSD w aglomeracjach miejskich dr Janusz Jakubowski - Główny Specjalista ds. Rozwoju Sieci RWE Stoen Operator Sp. z o.o. Piotr Dukat - Menedżer Działu Rozwoju Sieci RWE Stoen Operator Sp. z o.o. 12:10 12:20 Konkurencja w zakresie dystrybucji ciepła/energii elektrycznej

2 Brak skutecznych narzędzi w celu ochrony urządzeń przesyłowych będących własnością przedsiębiorstwa energetycznego, przeciwko roszczeniom właścicieli gruntów (służebność przesyłu) Bogdan Bigus - Prezes Zarządu Energetyka Ursus Sp. z o.o. 12:20 12:30 Perspektywy i możliwości rozwoju ZUSOK w świetle zachodzących zmian MPO-ZUSOK 12:30 13:30 Dyskusja Panelowa Prowadzi: Jacek Szymczak - Prezes Zarządu IG Ciepłownictwo Polskie Uczestnicy: Edward Słoma Z-ca Dyrektora Departamentu Energetyki w Ministerstwie Gospodarki, prof. Janusz Lewandowski Politechnika Warszawska, Adam Dobrowolski Dyrektor Oddziału Centralnego URE, Michał Machlejd Prezes Zarządu Dalkia Warszawa S.A., Konrad Borowski Członek Zarządu PGNiG Termika S.A., Jan Anysz Członek Zarządu MSG Sp. z o.o., dr Janusz Ryk Dyrektor Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych, Artur Stawiarski Dyrektor Zarządzania Majątkiem Sieciowym RWE Stoen Operator Sp. z o.o. dr Karol Pawlak Prezes Zarządu POLENERGIA Dystrybucja Sp. z o.o., Leszek Drogosz Dyrektor Biura Infrastruktury Urzędu m.st. Warszawy, 13:30 14:20 Przerwa na lunch 14:20 14:40 Prezentacja wniosków zgłoszonych na Forum 14:40 15:00 Podsumowanie i zakończenie IX Forum Leszek Drogosz Dyrektor Biura Infrastruktury Urzędu m.st. Warszawy IX FORUM OPERATORÓW SYSTEMÓW I ODBIORCÓW ENERGII I PALIW Perspektywy rozwoju energetyki warszawskiej w świetle zachodzących zmian 2

3 Warszawa, dn. 6 listopada 2012 r. SYTUACJA CIEPŁOWNICTWA I MODEL WSPÓŁPRACY PRZEDSIĘBIORSTW ENERGETYCZNYCH Jacek Szymczak Prezes Zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie IX FORUM OPERATORÓW SYSTEMÓW I ODBIORCÓW ENERGII I PALIW Perspektywy rozwoju energetyki warszawskiej w świetle zachodzących zmian 3

4 Warszawa, dn. 6 listopada 2012 r. 4

5 Jacek Szymczak Prezes Zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie Referat programowy Sytuacja ciepłownictwa i model współpracy przedsiębiorstw energetycznych I. Wprowadzenie Ciepłownictwo jest jednym z sektorów energetycznych. Wyróżnia się jednak cechami charakterystycznymi, które powodują, że nie można tego sektora traktować w sposób analogiczny do elektroenergetyki czy gazownictwa. Ciepłownictwo ma zawsze lokalny charakter, wpisując się tym samym w sferę gospodarki komunalnej oraz nie jest monopolem naturalnym. Konkurencyjność branży jest to zagadnienie bardzo trudne do zaakceptowania na poziomie ustawodawczym, choć praktyka wskazuje, że w codziennej działalności czyli w praktyce ciepło można wytworzyć i dostarczyć z różnych nośników energetycznych, zarówno pierwotnych jak i wtórnych. Konkurencja w sektorze ma miejsce na różnych poziomach i może prowadzić do zaskakującej konkluzji, iż z faktu prowadzenia działalności w oparciu o infrastrukturę liniową nie wynika monopolistyczny charakter usługi. Z tego punktu widzenia właściwa ocena sektora jest kluczowa dla przyjmowanych rozwiązań prawnych. By właściwe rozumieć ten sektor niezbędnym jest poznanie podstawowych danych go opisujących. Działalnością ciepłowniczą w Polsce zajmuje się około 9 tys. podmiotów, choć jedynie 10% przedsiębiorstw prowadzi działalność związaną z zaopatrzeniem odbiorców w ciepło, spośród których część prowadzi działalność wymagającą koncesji 1. Liczba przedsiębiorstw koncesjonowanych w 2011 roku wyniosła 480 (choć przedsiębiorstw zajmujących się głównie działalnością ciepłowniczą jest 349, co stanowi 70,4% ogólnej liczby przedsiębiorstw koncesjonowanych). Ciepłownictwo to biznes, tylko czasem w potocznym rozumieniu utożsamiane jest z działalnością non profit. Wiele faktów przeczy takiemu postrzeganiu sektora, a jednym z nich jest forma prawna przedsiębiorstw. [ 1 ] 1 Wytwarzanie ciepła w źródłach o łącznej zainstalowanej mocy cieplnej większej od 5MW; przesyłanie lub dystrybucja ciepła, jeżeli łączna moc zamówiona przez odbiorców przekracza 5 MW 5

6 II. Sytuacja ciepłownictwa w Polsce Od kilku lat na sytuację sektora w kraju mają wpływ nie tylko uregulowania krajowe ale również przepisy unijne. Ważnym jest, że wspomniane przepisy w nie jednakowym stopniu wpływają na sytuację ciepłownictwa w poszczególnych krajach członkowskich. Przedstawione poniżej zestawienie udowadnia powyższe stwierdzenie, prezentując udział ciepła systemowego w zaopatrzeniu w ciepło. [ 2 ] Kraj Udział (%) Kraj Udział (%) Islandia 99 Czechy 38 Łotwa 64 Rumunia 23 Dania 61 Austria 20 Litwa 60 Słowenia 17 Estonia 53 Niemcy 14 Polska 50 Chorwacja 10 Finlandia 49 Francja 8 Szwecja 42 Włochy 4 Słowacja 41 Norwegia 1 Prezentowane dane należy uzupełnić o wielkości techniczne wskazujące jednoznacznie na potencjał sektora w odniesieniu do unijnej rzeczywistości. 6

7 Moc cieplna zainstalowana [ 2 ] Całkowita sprzedaż ciepła [ 2 ] Zatem nasze ciepłownictwo systemowe na tle unijnym jest bardzo poważnym biznesem. Wydaje się więc, że sektor ciepłowniczy powinien być traktowany poważnie zarówno na poziomie unijnym jak i na krajowym. Jest to więc ważne zadanie dla administracji rządowej, ponieważ wszelkie unijne uregulowania prawne podnoszące koszty działalności ciepłowniczej w różny sposób dotyczą państw członkowskich. Widać to wyraźnie na przykładzie rozwiązań 7

8 mających ograniczać emisje gazów cieplarnianych. Podstawowym paliwem w ciepłownictwie ( podobnie jak i w elektroenergetyce ) jest węgiel. Ograniczenia emisyjne wynikające z nowego systemu handlu emisjami ( ETS ) dotyczące CO2 czy przyszłe ( prawie trzykrotnie ostrzejsze od aktualnie obowiązujących ) limity emisji SO2, NOx i pyłów, w bezpośredni sposób podniosą koszty prowadzenia biznesu ciepłowniczego w Polsce. To zwiększenie kosztów będzie znacznie większe niż w wielu innych krajach UE. Trzeba również pamiętać o zobowiązaniu dotyczącym energii odnawialnej (udział OZE w Polsce w 2020 roku ma wynieść 15%). Projekt dyrektywy o efektywności energetycznej, łączący aktualną dyrektywę o efektywności z kogeneracyjną wyznacza cel 20%-towej oszczędności energii do 2020 roku. Zgodnie z tym projektem od 1 stycznia 2014 roku kraje członkowskie mają zapewnić, by 3% powierzchni budynków będących własnością instytucji publicznych było poddawane rocznie renowacji, tak aby spełnić choćby minimalne wymogi efektywności budynków, zgodnie z tzw. dyrektywą budynkową. Trzeba zatem liczyć się ze zmianami zapotrzebowania na ciepło ( również z uwagi na promowane przez UE budownictwo o niemal zerowym zużyciu energii ) i szukać nie tylko nowych klientów ale również nowych obszarów działalności w ciepłownictwie ( na przykład w zakresie usług zarządzania energią, czy produkcji chłodu systemowego ). W Polsce ciepłownictwo systemowe to również poważny biznes. Warunki jego prowadzenia oraz możliwości rozwoju w dużym stopniu zależą od krajowych uregulowań prawnych. 8

9 Trudno w ramach krótkiej charakterystyki branży opisać wszystkie aspekty go opisujące. Można natomiast w syntetyczny sposób zaprezentować dane statystyczne opisujące ciepłownictwo w Polsce ( ujecie dynamiczne prezentujące dwa minione lata ). Potencjał ciepłownictwa w Polsce - rok 2010 i 2011 [ 1 ] L.p. 1. Wyszczególnienie Liczba koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych Jednostka miary Wartość w latach Średnie zatrudnienie etat Średnie wynagrodzenie brutto zł/mies , ,9 4. Moc cieplna zainstalowana MW , ,0 5. Moc cieplna osiągalna MW , ,1 6. Moc cieplna zamówiona przez odbiorców MW , ,1 7. Roczna produkcja ciepła TJ , ,3 8. w tym w kogeneracji TJ , ,9 9. Roczna ilość ciepła dostarczonego do odbiorców przyłączonych do sieci TJ , ,0 10. Roczna produkcja energii elektrycznej w kogeneracji (wartość oszacowana przez GWh autora) 11. Długość sieci ciepłowniczych km , ,6 12. Roczne przychody tys. zł , ,1 13. Roczne koszty tys. zł , ,5 14. Rentowność % 0,35-1, Aktywa trwałe brutto tys. zł , ,3 16. Aktywa trwałe netto tys. zł , ,3 17. Dekapitalizacja % 59,1 56,8 Roczna ilość energii pierwotnej 18. dostarczonej w paliwach (obliczenia TJ autora) 19. w tym: węgiel kamienny TJ czyli t , węgiel brunatny TJ czyli t , Roczna emisja CO 2 t , Wiele wniosków można wyciągnąć z powyższych danych, natomiast z punktu widzenia wyzwań inwestycyjnych, wynikających choćby z zasygnalizowanych powyżej uregulowań unijnych, niepokojącym jest rentowność i dekapitalizacja w sektorze. 9

10 Rentowność = (Przychody ogółem Koszty ogółem)/ (Przychody ogółem).dla porównania: Wskaźnik rentowności netto podmiotów gospodarczych w 2011 r. wyniósł 4,0% Wskaźnik dekapitalizacji majątku trwałego (w %) [ 1 ] Wskaźnik dekapitalizacji = wartość umorzenia majątku / wartość aktywów trwałych brutto. Bez zmian w prawie energetycznym, które zmienią nieracjonalny kosztowy model regulacji przedsiębiorstw, wprowadzą bardziej rynkowe rozwiązania umożliwiające firmom zwiększać efektywność i zarabiać, niemożliwym będzie zwiększenie poziomu inwestycji i sprostanie wymaganiom Unii, choćby w zakresie ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. Bardzo trudnym będzie również efektywne i bezpieczne prowadzenie systemów ciepłowniczych. Jest to bardzo istotne z punktu widzenia 15 milionów Polaków korzystających z ciepła systemowego. Bezpieczeństwo i odpowiedni standard usługi to oprócz ceny dwie najistotniejsze cechy ( które jak pokazują ostatnie badania IGCP ) mają coraz większe znaczenie dla polskich konsumentów. Skoro mowa o cenie ciepła systemowego to warto przy tej okazji obalić jeden z mitów dotyczący ceny naszego produktu. [ 1 ] i [ 3 ] 10

11 Produkt, który przez lata zmienia cenę na poziomie inflacyjnym nie może zostać uznany za drogi (pokazany wzrost powyżej inflacji wynikał z kosztów niezależnych od przedsiębiorstw i spowodowany był głównie niezwykle wysokimi wzrostami cen węgla). Ciepło systemowe jest również konkurencyjne w stosunku do innych sposobów dostarczania ciepła do sektora komunalno-bytowego. Natomiast zagadnie konkurencyjności ciepłownictwa wymaga odrębnego potraktowania i stanowi również jedną z płaszczyzn odniesienia dla relacji i współpracy przedsiębiorstw w sektorze. III. Współpraca przedsiębiorstw W ciepłownictwie występuje rynek, a więc i konkurencja. Należy zatem określić obszary konkurencji właściwe dla sektora, choć siłą rzeczy zaprezentowana poniżej statystyka nie wyczerpuje całości zagadnienia. Nie mniej jednak stanowi zobrazowanie zjawiska tak typowego dla ciepłownictwa i tak w kilku obszarach różnego dla elektroenergetyki czy gazownictwa. Obszary konkurencji: 1. Dostawa nośników energetycznych ( dla wytwórców ciepła ). 2. Wytwarzanie ciepła a. w źródłach scentralizowanych ( przede wszystkim elektrociepłownie i ciepłownie dostarczające ciepło do sieci, z koncesją ale i poniżej 5 MW ), b. źródła lokalne ( głównie dostarczające ciepło bezpośrednio do odbiorców zarówno zbiorowych jak i indywidualnych ). 3. Dostawa ciepła 11

12 a. dostawcy ciepła systemowego ( w oparciu o system ciepłowniczy ), b. inne dostawy ciepła ( np., ogrzewanie elektryczne, gazowe, olejowe, kolektory słoneczne, pompy ciepła różne technologie i techniki realizacji ). 4. Przedsiębiorstwa ciepłownicze a. w zakresie procesów prywatyzacji, b. na rynkach lokalnych W potocznym rozumieniu sektora (ale niestety często również na poziomie rządowoparlamentarnym) ciepłownictwo jest monopolem naturalnym. Czasem jedynie dostrzegane są elementy konkurencyjności w dwóch pierwszych określonych powyżej obszarach. Istnieje przeświadczenie, że z faktu funkcjonowania w oparciu o infrastrukturę liniową wynika monopolistyczny charakter usługi. Tymczasem jak wskazano w obszarze nr 3 i tu również, co potwierdza praktyka biznesowa, istnieje konkurencja. Nie można jej oczywiście porównać do tej występującej na przykład w sektorze dóbr szybko zbywalnych ale zmiany dostawy ciepła mają w praktyce miejsce ( nie ma przeszkód prawnych czy technicznych, czasem tylko jest to proces bardziej rozłożony w czasie ). Oczywistym jest również prawo i możliwość wyboru sposobu pozyskania ciepła na etapie realizacji nowych obiektów wymagających zaopatrzenia w ciepło. Stosunkowo nowym zagadnieniem jest natomiast konkurencja na poziomie przedsiębiorstw ciepłowniczych. Zjawisko to jest bardziej zrozumiałe, gdy mówimy o procesach prywatyzacyjnych. Branie udziału w jakichkolwiek, mówiąc ogólnie, postępowaniach przetargowych ma charakter konkurencyjny. Na rynkach lokalnych natomiast właściwie powinno operować się określeniem szerszym, tzn. współpraca przedsiębiorstw, której elementem jest konkurencja. W praktyce taka współpraca dotyczy relacji pomiędzy źródłami i sieciami w miastach. Warto w tym miejscu pokazać, że nie jest to zagadnienie tak proste jakby to wynikało z pobieżnej oceny sytuacji. W danym mieście jest przedsiębiorstwo wytwórcze i przesyłowe i wydawać by się mogło, że te dwa podmioty są ( w pozytywnym tego słowa znaczeniu ) skazane na współpracę. Mogą podzielić się rynkiem, co oznaczałoby podział przychodów i spokojnie oraz zgodnie bez obawy o najbliższą przyszłość prowadzić działalność. W praktyce zagadnienie jest znacznie bardziej złożone. By zdać sobie z tego sprawę należy w bardzo schematyczny choćby sposób zestawić, jakie są i mogą być relacje pomiędzy przytoczonymi powyżej przedsiębiorstwami na rynkach lokalnych. Można wskazać cztery podstawowe przypadki takich relacji, a w każdym z nich przynajmniej dwa warianty możliwe do realizacji. 12

13 Przytoczone poniżej zestawienie opisuje wspomniane relacje. WSPÓŁPRACA ŹRÓDEŁ CIEPŁA I SIECI W MIASTACH JEDNO ŹRÓDŁO NA JEDNĄ WYDZIELONĄ SIEĆ (JEDEN SYSTEM CIEPŁOWNICZY) ten sam podmiot zarządzający źródłem i siecią różne podmioty zarządzające źródłem i siecią 88% JEDNO ŹRÓDŁO NA KILKA WYDZIELONYCH SIECI (JEDEN SYSTEM CIEPŁOWNICZY) KILKA ŹRÓDEŁ NA JEDNĄ WYDZIELONĄ SIEĆ (JEDEN SYSTEM CIEPŁOWNICZY) KILKA ŹRÓDEŁ NA KILKA WYDZIELONYCH SIECI (KILKA RÓŻNYCH SYSTEMÓW CIEPŁOWNICZYCH) ten sam podmiot zarządzający źródłem i sieciami różne podmioty zarządzające źródłem i sieciami ten sam podmiot zarządzający źródłami i siecią różne podmioty zarządzające źródłami i siecią możliwe są warianty takie jak w przypadku A 6% 2% 4% Oczywiście jak wykazano w ujęciu procentowym najczęstszym jest rozwiązanie odpowiadające przypadkowi A. Zawężając nawet analizę współpracy przedsiębiorstw do tego przypadku nie uzyskujemy już dzisiaj prostych i łatwych relacji. Co zatem powoduje, że praktyka jest trudniejsza od teoretycznie prostej relacji? Po pierwsze trzeba zauważyć, że ponad 50% ciepła w Polsce sprzedają firmy sprywatyzowane ( co ciekawe obecni są inwestorzy z kapitałem prywatnym, państwowym czy nawet komunalnym ).Praktycznie wszystkie duże elektrociepłownie w kraju zostały sprywatyzowane. Sprywatyzowana została również większość dużych firm dystrybucyjnych. Dzisiaj główni inwestorzy zagraniczni to EDF, Dalkia, Fortum, E.ON, Stadtwerke Leipzig. Są również krajowi inwestorzy tacy jak PGNIG Termika, Tauron Ciepło, PGE, Energa, Enea czy ECO Opole ( wciąż z przeważającym komunalnym akcjonariatem ). W biznesie prywatyzacja jest naturalnym procesem i choć wiadomo, że nie jest ona (lub raczej nie powinna być) celem samym w sobie to właściwe zrealizowana przynosi jednak wiele korzyści. Oczywiście nie jest ona panaceum na wszystkie problemy i wyzwania sektora. Przedsiębiorstwo z kapitałem publicznym, ze świadomym właścicielem i dobrze prowadzone również może z powodzeniem realizować założone cele. Bez względu jednak na rodzaj inwestora wspólnym jest, że zainwestowane pieniądze trzeba odzyskać oraz trzeba zarabiać na prowadzonej działalności. Stąd też w przypadku A w wariancie różnych podmiotów zarządzających źródłem i sieciami, pojawia się dążenie do osiągania możliwie jak największych przychodów i rentowności. Dlaczego zatem przedsiębiorstwa nie ograniczają się jedynie do działań 13

14 poprawiających wspomnianą rentowność w obszarach właściwych im aktualnemu charakterowi. Dystrybutorzy analizują możliwość budowy własnych źródeł a wytwórcy zabiegają o realizację zasady TPA. W tym momencie trzeba wskazać na drugi element komplikujący współpracę na rynku lokalnym. Przytoczona już wcześniej rentowność w ciepłownictwie jest wartością niską, to prawda obiektywna, ale jest to również wartość średnia. Dzisiaj rentowność na działalności w zakresie wytwarzania jest znacząco wyższa od dystrybucji. Nie analizując nawet poziomów takich różnic ani przyczyn ich występowania, to już sam fakt ich istnienia może prowadzić do napięć czy nawet konfliktów pomiędzy firmami. Ponadto przypadek C pokazuje ( i jest to kolejny element komplikujący współpracę ), że na danym rynku lokalnym może pojawić się trzeci gracz, który jest w stanie zakłócić relacje występujące w przypadku A. Z reguły taki podmiot jest bardziej kłopotliwy dla wytwórcy ciepła, odbierając mu jakąś cześć rynku. Bywa jednak kłopotliwy dla dystrybutora, co wynika ze specyfiki sieci ciepłowniczych w zakresie możliwości technicznych przyłączania, przesyłania ciepła do wybranych odbiorców ( ponownie pojawia się zagadnienie TPA w ciepłownictwie ) oraz w wymiarze ekonomicznym. Ciepło z nowego źródła może być droższe ( co jest możliwe, np. w przypadku OZE, ) od tego aktualnie kupowanego. Przedsiębiorstwo dystrybucyjne ma bezpośredni kontakt z klientami. To właśnie taka firma czuje rynek i ma pełną świadomość możliwości i ograniczeń cenowych, walczy o utrzymanie klienta i pozyskiwanie nowych. To właśnie tutaj w praktyce realizowana jest konkurencja przytoczona w obszarze 3 Dostawa ciepła. Różnice w świadomości istnienia runku na poziomie klientów to kolejny, czwarty już element, który może utrudnić współpracę wytwórcy z dystrybutorem. Zagadnień, które wpływają na wzajemne relacje jest i może być więcej. Ale nawet te przytoczone cztery wskazują na istotę problemu. Swego rodzaju nowością natomiast jest próba regulowania przedmiotowej współpracy na poziomie prawa ( aktualnie przy okazji nowelizacji ustawy Prawo energetyczne ). Zaczęto między innymi rozważać możliwość utworzenia operatora sytemu ciepłowniczego, zwiększenia roli i uprawnień gmin w zakresie organizacji lokalnych rynków, popularyzacji zasady TPA, wprowadzenia zasad dostępu nowych źródeł do sieci. Analizowano czy możliwym jest w ciepłownictwie utworzenie operatora systemu ciepłowniczego, który między innymi miałby: posiadać księgowo wydzielone koszty dystrybucji lub przesyłu, być zainteresowany formułą partnerstwa publiczno prywatnego, w zakresie realizacji zadań własnych gminy dotyczących zaopatrzenia w ciepło i energię, 14

15 w ramach dystrybucji, na zasadach aukcji kupować ciepło stosując priorytet ceny (w aukcji, jako strona uczestniczyłby samorząd (gmina), który nadzorowałby jej przebieg), być odpowiedzialny za bilansowanie systemu, w tym za zmawianie mocy szczytowych, na zasadzie równoprawnego traktowania przyłączać podmioty do sieci i świadczyć usługi przesyłu ciepła Rozważania takie należy uznać jednak za teoretycznie jedynie, gdyż nie można abstrahować od faktu, że jak już wielokrotnie wspominano ciepłownictwo ma charakter lokalny, więc od razu pojawia się problem bilansowania rynku. Realizacja aukcji w warunkach regulacji sektora jest praktycznie nie możliwa, a rola gmin wymagałby precyzyjnego określenia. Podobnie za teoretyczne rozważania należy uznać pełne zastosowanie TPA w ciepłownictwie. Trzeba przecież uznać, że: zasada TPA wywodzi się z regulacji unijnych (tzw. pakietów liberalizacyjnych ) mających zastosowanie do sektora elektroenergetycznego oraz gazowego (aktualnie w trzecim pakiecie liberalizacyjnym tj. dyrektywie 2009/72/WE oraz dyrektywie 2009/73/WE). Powyższe regulacje, ani żadne inne przepisy unijne, nie ustanawiają jednak zasady TPA dla ciepłownictwa; w Europie Zachodniej, z której to zasada TPA się wywodzi nie istnieje żaden pozytywny przykład funkcjonowania zasady TPA w ciepłownictwie. Natomiast nawet w krajach o najbardziej zaawansowanych rynkach ciepła systemowego w krajach skandynawskich prowadzone analizy teoretyczne tego rozwiązania wykazują bardzo ograniczoną poprawę konkurencyjności wobec bardzo wysokiej nieefektywności, realizacja zasady jest możliwa na zasadzie porozumienia stron. Wydaje się zatem, że rozwiązaniem kompromisowym jest pozostawienie aktualnych regulacji prawnych bez zmian. Nie udało się również zaproponować nie budzących wątpliwości merytorycznych zasad dostępu nowych źródeł do sieci. Obowiązujące regulacje antymonopolowe, regulacje dotyczące funkcjonowania systemu ciepłowniczego, a także wymogi koncesyjne postawione przedsiębiorstwom sieciowym stanowią o: nie dyskryminacyjnym traktowaniu wytwórców; nienadużywaniu pozycji dominującej przez przedsiębiorstwa dystrybucyjne, kierowaniu ruchem sieci w sposób efektywny ekonomicznie, minimalizacji kosztów dostarczania ciepła do odbiorców. 15

16 Oczywiście pozostaje pytanie czy powyższe przepisy są przestrzegane w praktyce oraz czy są wystarczające, by właściwe regulować relacje zaprezentowane w przypadkach A, B, C i D. Wydaje się, że dla wzmocnienia funkcjonowania egzekwowania zasad uczciwej konkurencji i równego traktowania podmiotów można wprowadzić przepis, gwarantujący stosowanie dotychczasowych kryteriów podziału obciążeń na poziomie ustawowym: Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji ciepła zobowiązane jest do doboru obciążeń dla jednego lub kilku źródeł ciepła zasilających sieć ciepłowniczą, z uwzględnieniem minimalizacji kosztów dostarczania ciepła do odbiorców, przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw dla odbiorców oraz bezpieczeństwa pracy sieci. Warto również rozważyć dodanie do projektu ustawy Prawo energtyczne odpowiednio skonstruowanego odniesienia do ustawy o ochronie konkurencji i konsumentów Wśród czynników wpływających na relacje przedsiębiorstw jest jeszcze jeden, bardzo istotny, nie zawsze wykorzystywany i właściwie oceniany - zadania i działania gmin w obszarze swych zadań własnych i planowania energetycznego. Według danych IGCP tylko około połowy gmin w kraju sporządziła założenia lub plan zaopatrzenia w ciepło i energię elektryczną. Niestety wiele ze sporządzonych dokumentów spełnia jedynie formalne wymogi realizacji tego zadania. Merytoryczne podejście wpływa nie tylko na lokalne bezpieczeństwo energetyczne ( głównie w obszarze ciepłownictwa ) ale również może zmniejszyć skalę realnych i potencjalnych konfliktów pomiędzy przedsiębiorstwami. Wydaje się, że zagadnienie to podobnie jest postrzegane przez administrację rządową, bowiem projekt prawa energetycznego ( choć nie odnosi się wprost do jakości i obowiązku sporządzania planów energetycznych ) zawiera pewne propozycje odnośnie planowania przestrzennego i energetycznego w powiązaniu z planami rozwoju przedsiębiorstw. W świetle projektu ustawy, plan rozwoju przedsiębiorstwa ciepłowniczego: powinien uwzględniać miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego albo kierunki rozwoju gminy określone w studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy... przy czym elementem obowiązkowym miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego jest plan zaopatrzenia w ciepło i energię elektryczną zatem plan rozwoju uwzględnia niezbędne wymagania gminy ma zapewniać minimalizację nakładów i kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne, tak aby nakłady i koszty nie powodowały 16

17 w poszczególnych latach nadmiernego wzrostu cen i stawek opłat za energię elektryczną lub ciepło ( ) zatem plan rozwoju zapewnia racjonalizację przedsięwzięć inwestycyjnych w zakresie budowy nowych źródeł, w tym ochronę odbiorców przez nadmiernym wzrostem kosztów. sprawozdania z realizacji planu rozwoju są corocznie przekazywane Prezesowi URE zatem istnieje nadzór Prezesa URE nad realizacją planów rozwoju. Elementem wartym rozważenia byłoby wsparcie rozwoju lokalnych rynków ciepła poprzez wzmocnienie roli planów rozwoju przedsiębiorstw, które powinny zawierać analizy ekonomiczno techniczne możliwości funkcjonowania nowych źródeł w danym systemie. IV. Podsumowanie Ciepłownictwo jest interdyscyplinarna dziedziną. Siłą rzeczy zatem zaprezentowana sytuacja sektora nie jest wyczerpująca. Oprócz szeregu danych statystycznych poruszono zaledwie kilka zagadnień dziś i w najbliższej przyszłości ważnych. Wiele zagadnień wymaga odrębnych analiz, jak choćby nowe zasady handlu emisjami CO2, konsekwencje tzw. Dyrektywy IED (pozostałe emisje), potrzeby inwestycyjne sektora, zmiany prawne umożliwiające rynkowe prowadzenie biznesu, wobec aktualnego przeregulowania. Ciepłownictwo dzisiaj to również możliwość i potrzeba rozwoju kogeneracji, konieczność szerszego wprowadzania OZE ( 15%- towy cel dla kraju dla ciepłownictwa oznacza 17%-towy udział w 2020 roku ). Trzeba również pamiętać, że przesyłanie ciepła odbywa się w oparciu o infrastrukturę liniową, więc podobnie jak w elektroenergetyce, gazownictwie czy sektorze wodociągowo-kanalizacyjnym wielkim wyzwaniem jest regulacja stanów prawnych sieci. Zagadnie to dotyczy zarówno sieci już istniejących jak również projektowanych i bez odpowiedniej ustawy nie ma szans na systemowe i rzetelne rozwiązanie ( od kilku już lat trwają już prace nad tzw. ustawą o korytarzach przesyłowych ). Ciepłownictwo wciąż pozytywnie się zmienia, zwiększa efektywność ale również napotyka na nowe wyzwania i problemy. Jeszcze kilka lat temu współpraca przedsiębiorstw na rynkach lokalnych była prostsza. Dzisiaj patrząc przez pryzmat pierwszych sytuacji konfliktowych mówi się o potrzebie nowych regulacji prawnych. Wydaję się jednak, że dążenie do bardzo istotnych zmian poprzez pryzmat jednostkowych zdarzeń nie jest rozsądnym rozwiązaniem. Prawo powinno w sposób systemowy regulować zagadnienia tego wymagające. Nowe rozwiązania prawne regulujące lokalne rynki ciepła powinny zostać poprzedzone dokładną analizą i znalezieniem rozwiązań optymalnych przede wszystkim na poziomie branżowym. Nic 17

18 nie zastąpi rozsądku, który przecież nie wyklucza realizacji celów biznesowych różnych podmiotów. Literatura [1] Energetyka cieplna w liczbach , 2007, 2008, 2009, 2010; opracowanie URE [2] Informacje Euroheat&Power: [3] Roczne wskaźniki cen towarów i usług konsumpcyjnych w latach ; 18

19 WARSZAWKI RYNEK CIEPŁA WYZWANIA ZWIĄZANE Z ROZWOJEM ŹRÓDEŁ I SIECI CIEPŁOWNICZYCH, TAKŻE W KONTEKŚCIE PRZYGOTOWANIA ZMIAN PRZEPISÓW PRAWA Adam Dobrowolski Dyrektor Oddziału Centralnego Urzędu Regulacji Energetyki IX FORUM OPERATORÓW SYSTEMÓW I ODBIORCÓW ENERGII I PALIW Perspektywy rozwoju energetyki warszawskiej w świetle zachodzących zmian Warszawa, dn. 6 listopada 2012 r. 19

20 20

21 Adam Dobrowolski Dyrektor Oddziału Centralnego URE Warszawski rynek ciepła wyzwania związane z rozwojem źródeł i sieci ciepłowniczych, także w kontekście przygotowania zmian przepisów prawa 21

22 22

23 23

24 24

25 WPŁYW NOWYCH ŹRÓDEŁ W WARSZAWSKIM SYSTEMIE ENERGETYCZNYM NA SYSTEMOWĄ EFEKTYWNOŚĆ ENERGETYCZNĄ ROLA I ZAKRES SAMORZĄDU W OPTYMALIZACJI SYSTEMU prof. dr hab. Janusz Lewandowski Dyrektor Instytutu Techniki Cieplnej Politechniki Warszawskiej IX FORUM OPERATORÓW SYSTEMÓW I ODBIORCÓW ENERGII I PALIW Perspektywy rozwoju energetyki warszawskiej w świetle zachodzących zmian Warszawa, dn. 6 listopada 2012 r. 25

26 26

27 prof. dr hab. Janusz Lewandowski Dyrektor Instytutu Techniki Cieplnej Politechniki Warszawskiej Wpływ nowych źródeł w Warszawskim Systemie Energetycznym na systemową efektywność energetyczną Rola i zakres samorządu w optymalizacji systemu 1. Idealny system ciepłowniczy Gdyby mieszkańcowi dużej aglomeracji miejskiej, w tym Warszawy, zadać pytanie jak powinien wyglądać system ciepłowniczy wykorzystywany do zaspokojenia jego potrzeb, to jest dostarczenia ciepłej wody użytkowej oraz zapewnienia komfortu cieplnego w miejscu zamieszkania i pracy, to otrzyma się odpowiedź, że wszystko jedno jaki jest to system, ważne żeby koszt zabezpieczenia tych potrzeb był możliwie niski, a niezawodność jak najwyższa. Czy istnieje taki system ciepłowniczy? Powszechnie uważa się, że taki modelowy system (rys.1) powinien mieć budowę pierścieniową, tzn. każdy z budynków powinien mieć zapewnione zasilanie z dwóch kierunków, tak aby awaria magistrali nie skutkowała zanikiem zasilania dużych fragmentów miasta. Ciepło do sieci powinno być dostarczane przez wiele, konkurujących ze sobą elektrociepłowni. Rys. 1. Schemat modelowego systemu ciepłowniczego z siecią pierścieniową Ten model idealnego systemu przeniesiony został z systemu elektroenergetycznego, ale o ile koncepcja ta wydaje się racjonalna w przypadku systemu zasilania w energię elektryczną, to w przypadku systemu ciepłowniczego można mieć wątpliwości czy 27

28 powiększanie liczby jednostek wytwórczych wymusza konkurencję i skutkuje obniżeniem ceny. Problem ten będzie przedmiotem dalszych rozważań. 2. Warszawski System Ciepłowniczy Jak na tle modelowego wygląda Warszawski Sytem Ciepłowniczy? Jego schemat przedstawiono na rys. 2 [1]. Jest on formalnie podzielony na trzy oddzielne (tj. nie połaczone ze sobą siecią) rejony. Dwa z nich, rejon Ursusa oraz Międzylesia mają lokalny charakter i z punktu widzenia ninieszych rozważań mogą być pominięte. Rys. 2. Schemat Warszawskiego Systemu Ciepłowniczego [1] Jeżeli nie uwzględniać problem przepustowości połączeń (średnic rurociągów, rozkładów ciśnień), a skupić się tylko na ich topografii, to można stwierdzić, że systemowi nie dużo brakuje do charakteru pierścieniowego. Braki połączeń pojawiają się na Woli oraz w Wawrze. W Wawrze nie ma żadnej sieci dystrybucyjnej, a jej budowa, ze względu na zdecydowanie jednorodzinny charakter zabudowy, pewnie nie znajdzie uzasadnienia ekonomicznego. System ciepłowniczy zasilany jest w ciepło z czterech elektrociepłowni, ale dwie z nich Ciepłownie Wola i Kawęczyn pracują jako źródła szczytowe (lub awaryjne). Można zatem przyjąć, że system zasilany jest z dwóch podstawowych źródeł Elektrociepłowni Żerań i Siekierki. 28

29 Z punktu widzenia budowy modelowego systemu, istotne jest kto jest właścicielem poszczególnych jego elementów. W polskim ciepłownictwie ukształtowały się 3 podstawowe modele własnościowe: jedno przedsiębiorstwo jest właścicielem wszystkich elementów systemu, system ma dwóch właścicieli jednego sieć, a drugiego źródła, system mieszany, w którym jedno przedsiębiorstwo jest właścicielem sieci i części źródeł, a drugie pozostałych źródeł. W Warszawie ukształtował się drugi model. Jeżeliby podjąć próbę oceny jak odległy jest system warszawski od modelowego to odleglejszy wydaje się on po stronie wytwarzania niż dystrybucji. Wytwarzanie jest bardzo skoncentrowane, a o konkurencji między źródłami nie może być mowy. Z drugie strony istnieją dobre warunki do optymalizacji rozkładu obciążeń pomiędzy jednostki wytwórcze. Istotnym elementem z punktu widzenia oceny jakości systemu ciepłowniczego jest jego stan techniczny. W przypadku obu podstawowych składowych tego systemu stan techniczny można uznać za poprawny, choć wymagający ciągłych inwestycji modernizacyjnych. W przypadku sieci konieczne jest dalsze unowocześnianie węzłów, wymiana rur na preizolowane oraz wspomniane wcześniej działania, które pozwoliłyby nadać sieci charakter pierścieniowej. W przypadku źródeł konieczna jest likwidacja najstarszych jednostek wytwórczych. Rozważenia wymaga problem dywersyfikacji źródeł, zarówno z punktu widzenia lokalizacji jak i stosowanego paliwa. Konieczne jest zakończenie procesu dostosowania do wymagań emisyjnych, które zaczną obowiązywać od 2016 roku. Stawiając problem dywersyfikacji paliwowej należy pamiętać, że przy obecnych cenach paliw, oraz prognozowanych kosztach uprawnień do emisji dwutlenku węgla, najtańszym paliwem pozostaje węgiel. Uzasadnieniem dla stosowania gazu pozostaje tylko system finansowego wsparcia kogeneracji gazowej. Skalę problemu przedstawiono w kolejnym punkcie. 3. Warunki konkurencji w wytwarzaniu ciepła na potrzeby systemu ciepłowniczego Cechą charakterystyczną systemu ciepłowniczego, którego celem jest zapewnienie mieszkańcom ciepłej wody użytkowej (c.w.u.) i komfortu cieplnego jest olbrzymia zmienność zapotrzebowania na moc cieplną w trakcie roku. Związane to jest oczywiście z zmianami temperatury zewnętrznej. W lecie, kiedy ciepło dostarczane jest tylko na potrzeby c.w.u. 29

30 zapotrzebowanie na moc spada do wartości około 10% maksymalnego zapotrzebowania zimowego (rys.3.). Źródła muszą dopasować się do tego zapotrzebowania. Rys. 3. Wykres uporządkowany zapotrzebowanie na moc ciepłowniczą dla dużej aglomeracji miejskiej Ponieważ możliwości regulacyjne większości stosowanych urządzeń na ogół nie przekraczają zakresu % konieczne jest stosowanie wielu jednostek wytwórczych, uruchamianych kolejno wraz ze wzrostem zapotrzebowania. Różny czas pracy poszczególnych jednostek skutkuje różnym kosztem wytwarzania ciepła. Skalę tej różnicy zilustrowano wynikami analiz dla przykładowego źródła. Przyjmijmy, że w celu zaspokojenia zapotrzebowania na ciepło, w systemie ciepłowniczym wybudowany został zasilany gazem blok gazowo parowy o mocy elektrycznej 50 MW. Założone główne parametry techniczne takiego bloku oraz przyjęte koszty zestawiono w tabeli 1. Tabela 1. Parametry techniczne przykładowego bloku ciepłowniczego oraz podstawowe ceny i koszty przyjęte do analizy Wielkość Wartość Jednostka Moc elektryczna 50 MW Moc cieplna 92 MW Sprawność całkowita 85 % Elektryczne potrzeby własne 6 % Koszt inwestycyjny 1100 Euro/kW Cena gazu 40 zł/gj Cena energii elektrycznej 198 zł/mwh Jednostkowe koszty stałe 20 Euro/(kW rok) Jednostkowe koszty zmienne 3 MWh Kurs euro 4 zł/euro Czas amortyzacji 15 lat 30

31 Dla celów analizy przyjęto, że jednostkowy koszt wytwarzania ciepła określony jest przez różnicę między poniesionymi kosztami (stałymi i zmiennymi) oraz przychodami ze sprzedaży na rynek energii elektrycznej. Nie uwzględniono przychodów z tytuły ewentualnego wsparcia wytwarzania w kogeneracji np. poprzez system certyfikatów. Analizy przeprowadzono dla czasu pracy zmieniającego się od 1000 do 8000 godzin roczne. Wyznaczony w wyniku obliczeń jednostkowy koszt ciepła zmienia się od około 48 zł/gj przy czasie pracy 8000 godzin, aż do 215 zł/gj dla 1000 godzin. Wyniki te zlustrowano na rys. 4. Należy zwrócić uwagę, że w przypadku braku wsparcia, elektrociepłownia na gaz, nawet przy czasie wykorzystania mocy znamionowej na poziomie 8 tys. godzin, nie jest w stanie wprowadzać do systemu ciepła w cenie na obecnym poziomie, tj. poniżej 30 zł/gj. Nie są w stanie konkurować ze sobą dwie jednostki wytwórcze, z których jedna utrzymuje się w pracy letniej, czyli wytwarza ciepło przez 8 tys. godzin, a druga pracuje tylko na potrzeby ogrzewania czyli maksimum około 4.5 tys. godzin. W przedstawionych szacunkowych obliczeniach nie uwzględniono kosztów pozyskania środków finansowych na inwestycje oraz zysków z działalności gospodarczej. Gdyby je uwzględnić ceny ciepła będą oczywiście jeszcze wyższe. Sytuacje zmienia ekonomiczne wsparcie kogeneracji. Przy dzisiejszym jego modelu tj. systemie zbywalnych świadectw pochodzenia (dla gazu żółte certyfikaty o cenie około 120 zł/mwh) oraz aktualnej średniej cenie ciepła, nowe źródło ciepło może już wygenerować zyski, nawet na poziomie około 20% - pod jednym warunkiem pracuje przez cały rok. Przy krótkim czasie pracy działalność pozostaje deficytowa (rys.5). Tak znaczne zróżnicowanie zysku niezwykle utrudnia, czy wręcz uniemożliwia racjonalną konkurencję Koszt ciepła [zł/gj] czas [godzin] Rys. 4. Zależność jednostkowego kosztu ciepła od czasu pracy przykładowej wytwórczej jednostki kogeneracyjnej 31

32 Zysk [%] Czas [godziny] Rys. 5. Zysk ze skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła (kogeneracja) w funkcji czasu wykorzystania mocy zainstalowanej przy obecnym mechanizmie wsparcia 4. Generowanie zysku w systemie ciepłowniczym Rynek energii elektrycznej, a przede wszystkim ciepła nie jest rynkiem, gdzie ceny wynikają z warunków równowagi popytu i podaży. Istotnym podmiotem na tym rynku jest Urząd Regulacji Energetyki (URE). Zatwierdza on taryfy elektryczne dla odbiorców indywidualnych, opłaty za przesył energii elektrycznej, wyznacza poziom cen świadectw pochodzenia oraz zatwierdza taryfy ciepłownicze zarówno w obszarze wytwarzania 2 jak i przesyłu. Z pewnym uproszczeniem można przydając, że regulacji nie podlega tylko cena energii elektrycznej sprzedawanej przez wytwórców. Znajduje to odzwierciedlenie w zyskowności przedsiębiorstw działających na rynku ciepłowniczym. W 2011 roku, głównie dzięki sprzedaży energii elektrycznej i świadectw pochodzenia, wskaźnik rentowności sprzedaży energii elektrycznej i ciepła ukształtował się w elektrociepłowniach na poziomie 16,0%, podwyższając się w stosunku do 2010 roku o 2,9 punktu procentowego [2]. Zupełnie inaczej wygląda sytuacja w przedsiębiorstwach dystrybucyjnych i wytwarzających tylko ciepło. Zgodnie z danymi URE [3] średnia rentowność przedsiębiorstw ciepłowniczych w 2011 na całej działalności ciepłowniczej (bez kogeneracji) wytwarzanie, przesyłanie i obrót ciepłem wynosiła 1,69%. Dziesięciokrotnie większa zyskowność wytwarzania w kogeneracji niż działalności w obszarze dystrybucji i obrotu ciepłem powoduje, że jeżeli przedsiębiorstwo ciepłownicze 2 Wytwórcy ciepła w kogeneracji nie muszą zatwierdzać taryfy, o ile oferują ciepło po cenie niższej niż średnia w wytwarzaniu rozdzielnym, a wzrost ceny nie przekracza poziomu ustalonego przez Prezesa URE 32

33 uzyskuje dostęp do wolnych środków finansowych rozpoczyna przygotowania do budowy swojej elektrociepłowni. Jeżeli uda się mu pozyskać dla wytworzonego ciepła miejsce w podstawie wykresu uporządkowanego, to inwestycja szybko się zwróci. Oznacza to jednak, że z podstawy wytwarzania wypadnie inny wytwórca i jego niezmienione koszty stałe zostaną rozłożone na mniejszą produkcję, a zatem koszt jednostkowy wrośnie. Może je zmniejszyć poprzez trwałe odstawienie najstarszych urządzeń, ale pozostaje jeszcze jeden problem, problem rezerwowania możliwości wytwórczych. Nowa jednostka powinna być w 100 % rezerwowana przez starego wytwórcę. To generuje koszty, koszty pokryć musi odbiorca ciepła. Niestety obecnie nie ma żadnych szans aby porównywalny czas zwrotu uzyskać z inwestycji w postaci modernizacji lub rozbudowy sieci przesyłowej. Wytworzona w wyniku sztucznego rynku sytuacja stawia wytwórcę i dystrybutora w finansowo nierównej pozycji. To nie sprzyja zrównoważonemu rozwojowi systemu, nie służy mieszkańcom. Jak sobie z tym poradzić? Najprościej działać wspólnie. Wspólnie podejmować inwestycje i wspólnie dzielić się zyskiem. A konkurencja, która ma zapewnić mieszkańcom niskie ceny i wysoką jakość usług? Prawdziwa istnieje poza systemem ciepłowniczym, przecież ciepło systemowe to nie jedyny sposób zapewnienia ogrzewania pomieszczeń. Koszty wyjścia z systemu są oczywiście duże, ale w kraju zanotowano już sporo takich przypadków. Wysokie ceny ciepła systemowego, to jednak przede wszystkim brak nowych przyłączeń, co wobec termomodernizacji budynków i racjonalizacji zużycia c.w.u. oznacza stałe zmniejszanie sprzedaży. Gaz ziemny, kolektory słoneczne, pompy ciepła stanowią konkurencję dla ciepła z systemu ciepłowniczego. 5. Rola samorządu na rynku ciepła w aglomeracji miejskiej Przepisy prawa bardzo jednoznacznie i kategorycznie obarczają samorząd terytorialny odpowiedzialnością za zaopatrzenie mieszkańców w ciepło. Artykuł 18 ust. 1. pkt.1. Ustawy Prawo energetyczne stwierdza [4]: Do zadań własnych gminy w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i paliwa gazowe należy planowanie i organizacja zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze gminy. Podobnie jednoznaczne są zapisy Ustawy o samorządzie gminnym [5]. W art. 7 ust 3 tej ustawy znajdują się zapisy: 1. Zaspokajanie zbiorowych potrzeb wspólnoty należy do zadań własnych gminy. W szczególności zadania własne obejmują sprawy:. 33

34 3) wodociągów i zaopatrzenia w wodę, kanalizacji, usuwania i oczyszczania ścieków komunalnych, utrzymania czystości i porządku oraz urządzeń sanitarnych, wysypisk i unieszkodliwiania odpadów komunalnych, zaopatrzenia w energię elektryczną i cieplną oraz gaz,. Ustawodawca określił daleko idące obowiązki samorządu, natomiast nie wyposażył go w narzędzia pozwalające na ich wypełnienie. Formalnie gmina ma kolejny obowiązek tj. konieczność opracowania dokumentu o nazwie Założenia do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe. Niestety nie ma sankcji za nie opracowanie założeń planu, a w przypadku, gdy gmina takie założenia opracuje i przyjmie, to nie mają one wiążącej mocy prawnej. Gmina ma możliwości określenia dopuszczalnej wysokości domu, czy prześwitu płotu, ale nie ma możliwości wskazania sposobu ogrzewania budynku. Nie oznacza to jednak, że samorząd gminny nie ma żadnych możliwości wpływania na kształt rynku ciepłowniczego. Po pierwsze w momencie uchwalania ustawy samorządowej większość przedsiębiorstw ciepłowniczych przeszła na własności Samorządu. Niestety w przypadku gdy źródła i sieci należały do różnych przedsiębiorstw Samorząd przejął sieci, a Skarb Państwa źródła ciepła. W wielu przypadkach, w tym Warszawie, zarówno Samorząd jak i Skarb Państwa sprzedali firmy będące właścicielami źródeł i sieci, co jednak, zgodnie z cytowanymi już zapisami prawa, nie zwalnia Samorządu od odpowiedzialności za zaopatrzenie mieszkańców w ciepło. Pozostają mu jednak możliwości działania o miękkim charakterze, między innymi takie jak: wskazywanie w planach zagospodarowanie przestrzennego pożądanych inwestycji ciepłowniczych, animowanie współpracy między podmiotami gospodarczymi działającymi w obszarze ciepłownictwa oraz wspieranie wspólnych przedsięwzięć inwestycyjnych, promowanie wśród mieszkańców ciepła systemowego jako efektywnego sposobu zabezpieczenia potrzeb cieplnych, które dodatkowo, w przypadku wytwarzania w kogeneracji, jest preferowane przez dyrektywy UE. Możliwości działania uległyby znaczącemu wzmocnieniu, gdyby w miejsce Założeń do planu.. gmina miała obowiązek uchwalenia Planu zaopatrzenia w ciepło,., a dokument ten miał charakter prawa miejscowego. Takie zmiany prawne były zapowiadane w dokumencie Polityka energetyczna Polski do roku 2030 [6]. Duże znaczenie ma świadomość samorządu odnośnie skutków preferowania wybranych technologii. W wielu miejscowościach, z inicjatywy samorządu, podejmowane są 34

35 działania w celu pozyskiwania wsparcia finansowego na rozwój kolektorów słonecznych do przygotowania c.w.u. Niestety, często kolektory instalowane są na budynkach zasilanych z systemu ciepłowniczego. Jest to przykład nieefektywnego działania. Zmniejszenie letniego zapotrzebowania na ciepło skutkuje wzrostem kosztów wytwarzania ciepła systemowego. W wyniku pomocy publicznej udzielonej części mieszkańców pozostali będą płacić drożej. 6. Podsumowanie W podsumowaniu dobrze jest wrócić do problemu postawionego w tytule niniejszego artykułu. Jaki jest wpływ nowych źródeł w Warszawskim Systemie Energetycznym na systemową efektywność energetyczną? W ostatnim czasie rozeszły się informacje prasowe o przygotowaniach do budowy w Warszawie nowych źródeł ciepła elektrociepłowni. Działania takie chcą podjąć podmioty dotychczas działające w ramach systemu ciepłowniczego tj. PGNiG TERMIKA S.A. oraz Dalkia Warszawa S.A., a dodatkowo PKP Energetyka S.A. Wszystkie firmy zakładają, że ulokują swoją produkcję ciepła w podstawie obciążenia. Jego minimalna wartość to około 250 MW. Obecnie w zakresie tym pracują efektywne węglowe bloki energetyczne (zwykle jeden na Siekierkach i jeden na Żeraniu), spełniające wymogi środowiskowe, znajdujące się w dobrym stanie technicznym. Przynajmniej jeden z nich trzeba będzie odstawić na okres lata. Kto poniesie tego koszty? A może uda się tak zorganizować pracę poszczególnych źródeł, aby nikt nie stracił. Na pewno warto popatrzeć na nie zapominając o problemie własności i prowadzić ciągła optymalizację ich pracy. Są znane narzędzia do rozwiązywania takich zadań. Nie można zapominać o potrzebie rozbudowy sieci, wprowadzeniu do sprzedaży nowego produktu chłodu, bo to pozwoli zwiększyć zapotrzebowanie na ciepło w okresie letnim. Konieczne tu inwestycje nie są tak intratne w jak budowa źródeł, ale w dłuższej perspektywie prawie na pewno okażą się niezwykle cenne. Warto podjąć je wspólnie. Samorząd powinien zachęcać firmy do takich wspólnych działań, sprzyjać im poprzez upraszczanie i przyspieszanie procedur administracyjnych. Przekonywać do nich mieszkańców poprzez budowanie dobrego wizerunku ciepła systemowego. Literatura 1. Strona internetowa Dalkii Warszawa, 2. Sytuacja techniczno-ekonomiczna sektora elektroenergetycznego. IV kwartały Opracowanie ARE, Warszawa

36 3. Energetyka Cieplona w liczbach Raport URE, Warszawa Raport_Pr ezesa_ure.html 4. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne. (Dz. U. z 2012, poz j.t.) 5. Ustawa z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym. Dz. U. z 2011 Nr 142, poz. 1591) 6. Polityka energetyczna Polski do roku 2030, Ministerstwo Gospodarki, 2009, zna 36

37 INTELIGENTNA SIEĆ (SMART GRID) Sławomir Szumski Dyrektor Heat-Tech Center Dalkia Warszawa S.A. IX FORUM OPERATORÓW SYSTEMÓW I ODBIORCÓW ENERGII I PALIW Perspektywy rozwoju energetyki warszawskiej w świetle zachodzących zmian Warszawa, dn. 6 listopada 2012 r. 37

38 38

39 Sławomir Szumski Dyrektor Heat-Tech Center Dalkia Warszawa S.A. Inteligentna sieć (smart grid) 39

40 40

41 41

42 42

43 43

44 44

45 OPTYMALNE WYKORZYSTANIE ZMODERNIZOWANEGO MAJĄTKU WYTWÓRCZEGO PGNiG TERMIKA S.A. Andrzej Rubczyński Dyrektor Departamentu Rozwoju PGNiG Termika S.A. IX FORUM OPERATORÓW SYSTEMÓW I ODBIORCÓW ENERGII I PALIW Perspektywy rozwoju energetyki warszawskiej w świetle zachodzących zmian Warszawa, dn. 6 listopada 2012 r. 45

46 46

47 Andrzej Rubczyński 47

48 48

49 49

50 50

51 MOŻLIWOŚCI DOSTAW GAZU W ASPEKCIE BUDOWY GAZOWYCH ŹRÓDEŁ ELEKTROENERGETYCZNYCH Rafał Wittmann Dyrektor Pionu Rozwoju Inwestycji OGP Gaz-System S.A. Grzegorz Jasiński Zastępca Dyrektora O/ZG Warszawa MSG Sp. z o.o. IX FORUM OPERATORÓW SYSTEMÓW I ODBIORCÓW ENERGII I PALIW Perspektywy rozwoju energetyki warszawskiej w świetle zachodzących zmian Warszawa, dn. 6 listopada 2012 r. 51

52 52

53 Możliwości dostaw gazu w aspekcie budowy gazowych źródeł elektroenergetycznych Rafał Wittmann Dyrektor Pionu Rozwoju Inwestycji OGP Gaz System S.A. Część I Perspektywa Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. Wstęp Operator Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. jest strategiczną spółką należącą w całości do Skarbu Państwa, odpowiedzialną za przesył gazu ziemnego na terenie całej Polski. Firma zarządza aktywami o wartości około 5 miliardów złotych. Na majątek ten składają się elementy systemu przesyłowego, w tym ponad 9,8 tysiąca kilometrów gazociągów wysokiego ciśnienia, 14 tłoczni, 56 węzłów i 970 punktów wyjścia. Firma zatrudnia ponad 2000 osób. GAZ-SYSTEM S.A. jest też właścicielem spółki Polskie LNG S.A. powołanej w celu budowy terminalu skroplonego gazu ziemnego (LNG) w Świnoujściu. Do 2014 r. GAZ-SYSTEM S.A. wybuduje ponad 1000 km nowych gazociągów przesyłowych. Najważniejsze z nich powstaną w północno-zachodniej i środkowej Polsce (Szczecin-Lwówek, Świnoujście-Szczecin, Szczecin-Gdańsk, Rembelszczyzna-Gustorzyn i Gustorzyn-Odolanów). Rozbudowa sieci gazociągów w Polsce może stanowić ważny element Korytarza Gazowego Północ-Południe łączącego terminal LNG w Świnoujściu z planowanym terminalem LNG w Chorwacji poprzez infrastrukturę przesyłową krajów Europy Środkowej. W 2011 roku GAZ-SYSTEM S.A. zakończył budowę gazociągu Włocławek-Gdynia oraz tłocznię w Goleniowie i Jarosławiu. Firma uruchomiła również nowe polsko-czeskie połączenie umożliwiające przesył około 0,5 mld m 3 gazu rocznie. GAZ-SYSTEM S.A. rozbudowywał także gazociągi na Dolnym Śląsku w celu umożliwienia odbioru większych ilości gazu z kierunku zachodniego. Przepustowość punktu Lasów na granicy polsko-niemieckiej (w okolicach Zgorzelca) wynosi obecnie 1,5 mld m 3 rocznie (wcześniej było to 0,9 mld m 3 rocznie). Inwestycje zrealizowane przez GAZ-SYSTEM S.A. w 2011 roku, wraz z możliwością korzystania z usługi wirtualnego rewersu na gazociągu jamalskim stworzyły techniczne możliwość importu do Polski ponad 3,3 mld m 3 gazu rocznie z nowych źródeł (ok. 30% obecnie realizowanego importu). Nowopowstałe przepustowości na wejściach do systemu przesyłowego z kierunków krajów Unii Europejskiej zostały udostępnione użytkownikom systemu przesyłowego na 53