Index of /rozprawy2/10616

Pełen tekst

(1)AKADEMIA GÓRNICZO – HUTNICZA im. STANISŁAWA STASZICA W KRAKOWIE. WYDZIAŁ GÓRNICTWA I GEOINŻYNIERII. mgr inż. Sławomir Gibała. Metoda oceny wpływu sektora energetyki cieplnej na wydobycie węgla energetycznego. Promotor pracy prof. dr hab. inż. Roman Magda. Kraków 2013. 1.

(2) Spis treści 1. Wprowadzenie .............................................................................................................. 3 2. Analiza sektora energetyki cieplnej ............................................................................... 7 2.1. Uwarunkowania historyczne ...................................................................................... 8 2.2. Relacje cen paliw........................................................................................................ 9 2.3. Stan obecny ............................................................................................................. 19 2.4. Konkurencja na rynku ciepłowniczym ....................................................................... 21 3. Identyfikacja elementów wpływających na sektor ciepłowniczy................................... 24 3.1. Prywatyzacja przedsiębiorstw .................................................................................. 24 3.2. Polityka energetyczna państwa ................................................................................ 26 3.3. Ochrona środowiska ................................................................................................. 31 3.4. Oszczędność energii.................................................................................................. 42 3.5. Wydobycie węgla kamiennego w Polsce, jako podstawowego paliwa w ciepłownictwie ..................................................................................................... 46 4. Model zaopatrzenia w węgiel kamienny dla sektora energetyki cieplnej ...................... 51 4.1. Określenie powiązań pomiędzy czynnikami wpływającymi na ciepłownictwo............ 53 4.3. Opracowanie danych wejściowych ........................................................................... 55 5. Analiza scenariuszowa ................................................................................................ 77 5.1. Określenie scenariusza IGCP ..................................................................................... 78 5.2. Określenie scenariusza optymistycznego i pesymistycznego ..................................... 80 5.3. Zestawienie scenariuszy predykcji zużycia węgla w ciepłownictwie .......................... 81 5.3. Wpływ ciepłownictwa na zmianę zużycia węgla energetycznego i sytuację kopalń.... 85 6. Podsumowanie i wnioski ............................................................................................. 89 Literatura ....................................................................................................................... 92 Spis rysunków ................................................................................................................. 98 Spis tabel ........................................................................................................................ 99 Załącznik nr 1.................................................................................................................101. 2.

(3) 1. Wprowadzenie Energetyka to jedna z największych i dominujących branż w gospodarce światowej. Energia pierwotna ma istotne znaczenie w długoterminowym rozwoju każdej gospodarki. Zostało dowiedzione, że istnieje silne skorelowanie pomiędzy ilością konsumowanej energii i ekonomicznym rozwojem kraju. Wzrostowi produkcji mierzonej jako Produkt Krajowy Brutto (PKB) towarzyszy wzrost zapotrzebowania na nośniki energii pierwotnej, który musi zostać zaspokojony przez istotny wzrost dostaw ze źródeł krajowych lub zagranicznych. Kolejną ujawniającą się prawidłowością rozwoju gospodarczego jest obniżanie się ilości energii jednostkowej potrzebnej na produkcję tej samej wielkości Produktu Krajowego Brutto (Suwała i inni 2010). Można również zauważyć, że państwa wysokorozwinięte przemysłowo zużywają surowce mineralne o coraz większym stopniu przetworzenia, natomiast kraje gorzej rozwinięte eksportują wydobyte surowce, ponieważ nie potrafiły zbudować opartego na nich przemysłu przetwórczego i wytwórczego (Pod red. Ney R. 1996). Polska energetyka oparta jest głównie na węglu, a uzupełnienie stanowią pozostałe paliwa, takie jak: gaz ziemny, olej opałowy, biomasa i inne. Ciągle ponad 90% energii elektrycznej (Pod redakcją Turka M. 2008a) i ponad 75% energii cieplnej (URE 2012) docierającej do odbiorców pochodzi z węgla. Węgiel stanowi również rolę stabilizatora bezpieczeństwa energetycznego kraju, co ma szczególne znaczenie wobec uzależnienia polskiej gospodarki od importu gazu (w ponad 70%) i ropy naftowej (w ponad 95%) (Polityka 2009). Nie zmienia to jednak faktu, że przewiduje się spadek zapotrzebowania na węgiel, szczególnie przy założeniach „zeroenergetycznego” wzrostu gospodarczego (rozwoju gospodarki następującego bez wzrostu zapotrzebowania na energię pierwotną), który będzie spowodowany przez podniesienie efektywności energetycznej przemysłu i sektora komunalnego, zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii w bilansie krajowym, podnoszenie limitów emisyjnych dla paliw kopalnych, wprowadzenie energetyki jądrowej, oraz częściową dywersyfikację nośników energii pierwotnej i kierunków ich dostaw (Polityka 2009). Niniejsza praca skupia się na oszacowaniu i ocenie popytu na węgiel energetyczny w sektorze energetyki cieplnej, czyli jednym z największych konsumentów tego paliwa. Tworzenie prognoz i modeli dla rynku paliw jest niezbędne z punktu widzenia instytucji odpowiedzialnych. za. ich. sprawne. funkcjonowanie,. oraz. dla. tworzenia. strategii. konkurencyjnych podmiotów gospodarczych. Dając ogólny obraz zmian strukturalnych, 3.

(4) modele pozwalają na wybór optymalnych rozwiązań systemowych, w tym instrumentów prawnych i ekonomicznych. Ponadto, modelowanie matematyczne jest wykorzystywane w podejmowaniu optymalnych decyzji w skali pojedynczych przedsiębiorstw, np. przy wyborze technologii produkcji, wielkości mocy produkcyjnych czy lokalizacji inwestycji. W tym przypadku zastosowanie modelowania matematycznego pozwala na wykonanie obliczeń oceniających skutki różnych decyzji, przyczyniając się do zmniejszenia ryzyka inwestycji (Kudełko M. i inni 2011). Wyniki prognoz zużycia węgla w ciepłownictwie mogą również być wkładem do krajowych projektów typu foresight, które generalnie służą do diagnozowania istotnych problemów. gospodarczych. i. społecznych,. prognozowania. rozwoju. (regionalnego,. technologicznego) oraz wspomagania procesów decyzyjnych. W ich realizacji kluczową rolę odgrywa wspólne działanie naukowców, inżynierów, przedsiębiorców i przedstawicieli instytucji rządowych lub samorządowych przy nakreśleniu obszarów badań strategicznych oraz podczas identyfikacji takich perspektywicznych technologii, które mogą w przyszłości przynieść największe korzyści gospodarcze i społeczne, a także zwiększyć konkurencyjność (Pod red. Turek M. 2008c). Prowadzone badania naukowe powinny znajdować odzwierciedlenie w trwałym, zrównoważonym i szanującym środowisko przyrodnicze rozwoju gospodarczym kraju, w tym branży energetycznej i górnictwa. Uwzględniając przedmiot badań i jego możliwości praktycznego wykorzystania, zdefiniowano główny cel pracy, którym było stworzenie wieloletniej prognozy zużycia węgla energetycznego przez polski sektor energetyki cieplej. Jak podaje literatura, największym zagrożeniem dla działalności kopalń jest utrata rynku zbytu na węgiel. Wiąże się to z dużym udziałem kosztów stałych, w stosunku do zmiennych. Zmniejszenie sprzedaży natychmiast przekłada się na gorszy wynik finansowy i wzrost kosztu jednostkowego produktu (Gawlik L. 2012) (Fuksa D. 2012). Dlatego tak ważne jest oszacowanie prognoz popytu na rynku węgla energetycznego w odniesieniu do jednego największych jego konsumentów. Aby zrealizować tak zdefiniowane zadanie, niezbędne było wyspecyfikowanie, a następnie zrealizowanie następujących celów cząstkowych: •. wyodrębnienie sektora energetyki cieplnej z dominującej pozycji energetyki zawodowej,. •. zidentyfikowanie elementów rynku wpływających na sektor energetyki cieplnej oraz siły ich oddziaływania,. •. stworzenie. narzędzia. do. oceny. wpływu. sektora. energetyki. cieplnej. na. zapotrzebowanie na rynku węgla energetycznego – narzędzia obejmującego 4.

(5) pozyskanie. danych. ankietowych,. wykorzystanie. informacji. statystycznych. udostępnianych przez instytucje analizujące rynki energii, oraz metodę obróbki danych i tworzenia prognozy, •. ocena ilościowa wpływu zmian w sektorze ciepłowniczym na popyt węgla energetycznego. Praca potwierdziła stawianą tezę, że istnieje możliwość opracowania modelu. zaopatrzenia w paliwa dla ciepłownictwa, który określi pożądany poziom wydobycia węgla energetycznego dla sektora energetyki cieplnej. Z przyjętych założeń w zakresie podejmowanej problematyki badawczej wynika opisany niżej układ pracy. Niniejsze wprowadzenie do tematu stanowi rozdział pierwszy. W rozdziale 2. zdefiniowany został sektor energetyki cieplnej. Pokazano rozwój branży na przestrzeni lat oraz stan obecny. Została opisana zmienna sytuacja na światowym i krajowym rynku paliw, ze szczególnym uwzględnieniem cen głównych kopalnych nośników energii. Rozdział kończy podniesienie problematyki monopolizacji usług i próba zdefiniowania konkurencyjności na lokalnym rynku ciepłowniczym. Rozdział trzeci obejmuje identyfikację głównych czynników, wpływających w sposób bezpośredni i pośredni na sektor ciepłowniczy w Polsce. Opisana została przyjęta polityka państwa polskiego do roku 2030, jej główne założenia, cele i sposób realizacji, oraz zaprezentowano najważniejsze zapisy odnoszące się do branży ciepłowniczej. Szczególną uwagą objęte zostały aspekty środowiskowe, nowe regulacje prawne, limity emisyjne i zasady rozliczania na rynku handlu emisjami CO2. Uwzględnione zostały regulacje krajowe, europejskie oraz porozumienia międzynawowe, mające za zadanie ochronę klimatu i środowiska przyrodniczego. Podkreślono również istotę działań podnoszących efektywność energetyczną, w tym przyjęcie pakietu klimatycznego 3x20 i jego skutki dla branży. Rozdział zamyka opis sytuacji podażowej węgla energetycznego w Polsce. Rozdział czwarty zawiera szczegółowy opis modelu matematycznego, sposobu prowadzenia badań, metody opracowania danych wejściowych oraz wyniki analizy dla danych historycznych. Dział prezentuje formuły matematyczne odwzorowujące stan rzeczywisty, oraz metodologię postępowania w pracy badawczej. Model wiąże główne czynniki wpływające na energetykę cieplną i umożliwia jej analizę zgodną ze wstępnymi założeniami pracy. Rozdział piąty obejmuje analizę scenariuszową, w oparciu o wiedzę opisaną w rozdziale czwartym. Skonstruowane zostały cztery scenariusze, tj. bazowy, optymistyczny, 5.

(6) pesymistyczny i scenariusz oparty na badaniach eksperckich, nazwany scenariuszem Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie. Została tutaj dokonana analiza i interpretacja uzyskanych wyników. Pokazany został przewidywany popyt w zależności od zmian na rynku, oraz jego wpływ na podaż węgla energetycznego. Rozprawę kończy podsumowanie i wyszczególnienie najważniejszych wniosków wynikających z przedmiotu przeprowadzonych badań.. 6.

(7) 2. Analiza sektora energetyki cieplnej Ciepłownictwo w Polsce jest definiowane na wiele sposobów, w zależności od celu prowadzonych badań oraz podmiotów pracujących nad danym zagadnieniem. Istnieje bardzo duża rozbieżność pomiędzy określeniami wielkości tej branży, począwszy od ograniczenia jej do wykonywania zadań typowo komunalnych – dostawy ciepła w miastach z ciepłowni miejskich, skończywszy na definicji obejmującej szeroki zakres usług, dotyczących produkcji ciepła na potrzeby odbiorców, bez ograniczenia przeznaczenia ciepła do celów bytowych (Stala-Szlugaj K. 2011; Ney R. i inni 2004; Lorenz U. 2010). W poniższej pracy przyjęto szeroką definicję ciepłownictwa, określając sektor zgodnie z wytwarzanym produktem, tj. ciepłem dla odbiorców. Jest to definicja zgodna wyodrębnieniem stosowanym przez Agencję Rynku Energii S.A.w rocznikach statystycznych dla ciepłownictwa polskiego (ARE 1994 –2011). M. Porter definiuje sektor jako część przemysłu grupującą przedsiębiorstwa produkujące wyroby bądź usługi o podobnym przeznaczeniu i sprzedające je na tym samym geograficznie rynku (Poter M. 2000). Możemy wyróżnić wyodrębnienie produktowe oraz wyodrębnienie geograficzne sektora (Janasz K. i inni 2008). Podsumowując: w ramach sektora ciepłowniczego mieści się w tym ujęciu produkcja ciepła przez wszystkich zorganizowanych wytwórców ciepła, takich jak: przedsiębiorstwa energetyki zawodowej w części ciepłowniczej (produkcja skojarzona prądu i ciepła), elektrociepłownie. przemysłowe,. ciepłownie. oraz. przedsiębiorstwa. gospodarki. mieszkaniowej. Podstawą wyodrębnienia sektora był produkt i ograniczenie terytorialne – obszar Polski. Poza sektorem znaleźli się producenci energii elektrycznej, wytwarzający energię w elektrowniach cieplnych kondensacyjnych, co szczegółowo definiuje poniższy podział elektrowni cieplnych. Elektrownią cieplną nazywa się zakład produkujący energię elektryczną na skalę przemysłową i wykorzystujący do tego celu energię paliw organicznych (konwencjonalnych) lub jądrowych. Układ przemian energetycznych w większości elektrowni cieplnych jest trójstopniowy. W rezultacie spalania paliwa organicznego (lub rozszczepienia paliwa jądrowego) wywiązuje się energia cieplna, która jest przekazywana czynnikowi roboczemu wykonującemu prace na silniku cieplnym. W prądnicy napędzanej przez silnik cieplny następuje zamiana energii mechanicznej na energię elektryczną. W zależności od rodzaju oddawanej energii, elektrownie cieplne dzielą się na elektrownie kondensacyjne 7.

(8) – wytwarzające tylko energię elektryczną w turbozespołach kondensacyjnych (nie wykorzystując ciepła pary wylotowej), oraz elektrociepłownie – wytwarzające energię elektryczną i cieplną, oddawaną na zewnątrz w postaci pary lub gorącej wody. Energia elektryczna i cieplna są produkowane w elektrociepłowni równocześnie, w tzw. układzie skojarzonym (Laudyn D. i inni 1990, 2000).. 2.1. Uwarunkowania historyczne Technologie wodnych instalacji wykorzystywanych do ogrzewania obiektów mieszkalnych i przemysłowych zaczęto stosować w XVIII w. w Anglii, a pierwowzorem były systemy grzewcze z czasów rzymskich. Ważniejsze daty w początkach energetyki cieplnej, to uruchomienie w 1851 roku systemu ciepłowniczego w Crystal Palace w Londynie, w 1853 roku systemu parowego, pracującego do dzisiaj na potrzeby Akademii Morskiej w Annapolis, a w 1876 roku uruchomienie na obrzeżach Londynu systemu wodnego dla potrzeb osiedla dużych budynków mieszkalnych. Polska posiada bogate doświadczenia w zakresie wytwarzania i rozprowadzania energii cieplnej. Powstanie w naszym kraju pierwszych systemów ciepłowniczych datuje się na. początek. XX. wieku.. Jako. pionierskie. rozwiązania. można. podać. budowę. scentralizowanych systemów ogrzewających kompleks budynków Politechniki (1899–1901) oraz Szpital Dzieciątka Jezus w Warszawie (1897–1901). Od tego czasu nastąpił rozwój ciepłownictwa i rozpoczęto budowę na coraz większych obszarach systemów przesyłu ciepła zasilanych ze wspólnych źródeł ciepła. Do czasu przemiany ustrojowej w 1989 roku wszystkie systemy ciepłownicze stanowiły własność państwową lub państwowych zakładów przemysłowych. Ich rozbudowa i modernizacja podlegała decyzjom centralnym według odgórnie określanych planów i nie miała charakteru rynkowego. Przełomem, w wyniku transformacji ustrojowej, było przekazanie odpowiedzialności za gospodarkę energetyczną gmin do samorządów terytorialnych. Majątek ciepłowniczy w dużej mierze został przekazany gminom. Nastąpiły pierwsze prywatyzacje, bezpośrednio – przez zakup przedsiębiorstw ciepłowniczych lub ich aktywów od Skarbu Państwa, gmin oraz prywatyzacje pośrednie – przez przejęcie źródeł ciepła zlokalizowanych na terenach przemysłowych, wraz ze zbywaniem zakładów produkcyjnych.. 8.

(9) Rozwój wolnego rynku, konkurencja pomiędzy przedsiębiorstwami ciepłowniczymi i dostawcami produktów substytucyjnych wymusiła dynamiczne zmiany organizacyjne i technologiczne. Niezwykle silnym bodźcem była również termomodernizacja obiektów, zmniejszenie mocy zamówionych, racjonalizacja zużycia energii w procesach przemysłowych oraz wprowadzanie oszczędności przez odbiorców końcowych. Systemy ciepłownicze zostały poddane szeroko zakrojonym modernizacjom. Główne kierunki inwestycyjne skierowane były na połączenie lokalnych systemów ciepłowniczych w jeden scentralizowany organizm, likwidacja niskiej i średniej emisji, czyli małych i średnich kotłowni węglowych, poprawa efektywności spalania paliw, inwestycje w instalacje oczyszczania spalin, stosowanie węzłów kompaktowych oraz działania optymalizacyjne na sieciach ciepłowniczych. Należy zaznaczyć, że generalnie źródła ciepła znajdują się w znacznie lepszym stanie, niż systemy przesyłowe. Wynika to ze stosunkowo mniej kapitałochłonnych inwestycji i krótszych okresów zwrotu dla inwestycji w źródłach. Same przedsiębiorstwa również przekształciły się organizacyjnie, wprowadzono nowe podejście do zarządzania firmą energetyczną, zmieniono nastawienie do klienta, zaszły także zmiany w mentalności pracowników. Wszystkie wymienione procesy powodują zbliżenie się przedsiębiorstw ciepłowniczych do modelu nowoczesnego. przedsiębiorstwa,. funkcjonującego. na. rynku. konkurencyjnym.. Przedsiębiorstwa stają się dostawcami usług, a nie wyłącznie czynnika grzewczego.. 2.2. Relacje cen paliw Ceny surowców energetycznych mają ogromny wpływ na zmiany w gospodarce światowej. Surowce energetyczne służą do wytworzenia energii na potrzeby komunalne i przemysłowe, są substratami w procesach produkcyjnych, jak również są używane do transportu już wytworzonych dóbr, a więc zawsze stanowią koszty wpływające na cenę końcową produktów. W ostatnich latach są najczęstszym powodem konfliktów zbrojnych, w które angażują się światowe mocarstwa. Duże koncerny zatrudniają analityków mających za zadanie przewidywanie chwilowych wahań cen nośników, określanie tendencji długofalowych i prowadzenie zakupów w celu optymalizacji rachunku ekonomicznego przedsiębiorstw. Jednakże niezależnie od danych i analiz jakie byśmy wzięli, pojawia się dość prosty wniosek – paliwa drożeją szybciej niż inne produkty. Surowce energetyczne można nazwać produktem rzadkim ze względu na jego malejące zasoby, versus wzrastające zapotrzebowanie energetyczne gospodarki, co prowadzi do kolejnej konkluzji, że ta tendencja 9.

(10) utrzyma się w kolejnych latach. Nawet wynalezienie nowego źródła pozyskiwania energii nie rozwiąże problemu w najbliższym czasie, ponieważ przebadanie nowej technologii, jej rozpowszechnienie i zaimplementowanie do tradycyjnych procesów zajmuje co najmniej kilkanaście lat. Aby dokładniej poznać zmiany cen energii, najlepiej odnieść się do cen ropy naftowej na przestrzeni kolejnych lat, co zobrazowane jest na rysunku 1.. Rys. 1. Zmiany cen ropy naftowej na rynkach światowych (1bbl – baryłka ropy naftowej równa 159 litrów) Źródło: Bankier – Polski Portal Finansowy. Na przedstawionym rysunku bardzo wyraźnie widać ślad ważnych wydarzeń gospodarczych ostatnich lat. W przeciągu 25 lat cena baryłki ropy wahała się od 10 do 150 dolarów. Jeszcze w ubiegłej dekadzie nie do pomyślenia była cena ropy powyżej 30 dolarów za baryłkę i była to cena podawana jako graniczna cena opłacalności wybycia ropy w krajach OPEC (Organization of the Petroleum Exporting Countries) oraz importu do krajów Unii Europejskiej i Stanów Zjednoczonych. W początkach obecnego kryzysu granica ta została podniesiona do 100 dolarów za baryłkę, ale jak się niedługo potem okazało, była to tylko granica psychologiczna. Dzisiejsze ograniczenia technologiczne dla tradycyjnych paliw, oraz. 10.

(11) mała konkurencyjność alternatywnych surowców, uzasadniają ceny sięgające okresowo nawet 150 dolarów amerykańskich za baryłkę. Ważniejsze daty w historii handlu ropą naftową, odznaczone na wykresie pikami wzrostu cen, można połączyć z kolejnymi konfliktami zbrojnymi, kryzysami finansowymi i kataklizmami. Pamiętny „kryzys paliwowy” zwany „szokiem naftowym” z 1973 roku był wynikiem embarga, nałożonego przez państwa arabskie, jako kara za wsparcie Izraela przez Stany Zjednoczone w wojnie izraelsko-arabskiej. Lata 1979–1982 to następny kryzys wywołany rewolucją irańską i obaleniem prozachodniego władcy. Później nastąpił rozwój wydobycia na terenach Morza Północnego i Alaski, co uniezależniło świat od dostaw z krajów OPEC. Napięcia w tym niestabilnym regionie ponownie dały o sobie znać w latach 1990–1991, a spowodowane były najechaniem Kuwejtu przez Irak i akcją odwetową międzynarodowej koalicji. Była to tzw. pierwsza wojna w Zatoce Perskiej, określana w mediach operacją wojskową „Pustynna Burza”. Później nastał okres względnej stabilizacji, aż do ataku na World Trade Center. Po 11 września 2001 roku ceny ropy sukcesywnie rosły. Najnowsza historia pokazuje skokowe zachowanie cen w efekcie kryzysu bankowofinansowego w latach 2007–2010. Spadek cen nieruchomości spowodował przeniesienie kapitału na inwestycje w surowce, co doprowadziło do gigantycznej podwyżki cen ropy w 2007 roku. Jednakże niekorzystne prognozy zahamowania wzrostu PKB na świecie i ograniczenia zapotrzebowania na paliwa doprowadziły w 2008 roku do największego spadku cen ropy w historii. Surowce nie na długo jednak straciły zainteresowanie inwestorów i zaczęły „odrabiać” poniesione straty. Od pierwszego kwartału 2011 roku wzrost ceny ropy spowodowany jest wojną w Libii i rozprzestrzenianiem się zamieszek antyrządowych na kraje Bliskiego Wschodu i Afryki Północnej. Wywindowaniu cen na rekordowe poziomy zapobiegła interwencja zbrojna koalicji krajów NATO (North Atlantic Treaty Organization), głównie Francji, Wielkiej Brytanii i USA. Dalsze dynamiczne wahania cen w 2011 i 2012 roku spowodowane były napływającymi informacjami dotyczącymi spowolnienia rozwoju gospodarczego na świecie, przeciągającymi się konfliktami w krajach eksportujących ropę naftową, znaczącym wzrostem wydobycia w Stanach Zjednoczonych i Iraku, poprawą zdolności transportowych, wzrostem poziomu zapasów, oraz chwilowym wstrzymaniem wydobycia na Morzu Północnym. Poprawiają się też prognozy dla największych gospodarek świata, zwiastujące wzrost popytu w przyszłości. Obecnie nikogo nie dziwią kolejne podwyżki i nie ma również ekspertów, podających arbitralnie górne granice wzrostu. Rynkowy mechanizm popytu i podaży jest jedynym wyznacznikiem cen.. 11.

(12) W przeciwieństwie do ropy naftowej, ceny paliw na rynku polskim nie były w pełni kształtowane przez ceny na giełdach światowych. Rynek wewnętrzny chroniony był przepisami. prawa polskiego,. ograniczając. swobodną wymianę,. nawet. dla paliw. podlegających transportowi kołowemu. Obecne ograniczenia pozostały jedynie dla gazu ziemnego, tłoczonego w krajowym systemie dystrybucji. Tutaj monopolistą pozostaje Grupa PGNiG (Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo). Pomimo fizycznego rozdzielenia spółek obrotu i dystrybucji, wynikające z historycznych uwarunkowań powiązania kapitałowe i organizacyjne skutecznie hamują wejście na rynek nowych podmiotów. Taka sytuacja jest dodatkowo. utrwalana. restrykcyjnymi. wymogami. prawnymi,. nakładanymi. na. przedsiębiorstwa chcące prowadzić sprzedaż poprzez krajową sieć dystrybucyjną. Pomimo przedstawionego powyżej ograniczenia czynników zewnętrznych, patrząc na ceny nośników energii widzimy, że systematyczny wzrost cen jest zgodny z tendencjami światowymi. Dane gromadzone przez Główny Urząd Statystyczny wyraźnie pokazują nawet dziesięciokrotny wzrost cen niektórych paliw w ciągu ostatnich dwóch dekad (rys 2, 3 i 4).. 300 250. zł/Mg. 200 150 100 50. 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011. 0. Rok. Rys. 2. Zmiany cen węgla energetycznego w Polsce Źródło: Główny Urząd Statystyczny, Energy Statistics, Gospodarka Paliwowo Energetyczna w latach 1991 –2011. Ceny zakupu nośników energii liczonych metodą średniej ważonej dla działu górnictwa, kopalnictwo, działalność produkcyjna, oraz zaopatrzenia w energię elektryczną, gaz i wodę. 12.

(13) 1400 1200. zł/tys.m3. 1000 800 600 400 200 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011. 0. Rok. Rys. 3. Zmiany cen gazu ziemnego w Polsce Źródło: Główny Urząd Statystyczny, Energy Statistics, Gospodarka Paliwowo Energetyczna w latach 1991 –2011. Ceny zakupu nośników energii liczonych metodą średniej ważonej dla działu górnictwa, kopalnictwo, działalność produkcyjna, oraz zaopatrzenia w energię elektryczną, gaz i wodę. PLN/Mg 3500 3000. zł/Mg. 2500 2000 1500 1000 500 2011. 2010. 2009. 2008. 2007. 2006. 2005. 2004. 2003. 2002. 2001. 2000. 1999. 1998. 1997. 1996. 1995. 1994. 0. Rok. Rys. 4. Zmiany cen oleju opałowego lekkiego w Polsce Źródło: Główny Urząd Statystyczny, Energy Statistics, Gospodarka Paliwowo Energetyczna w latach 1991 –2011. Ceny zakupu nośników energii liczonych metodą średniej ważonej dla działu górnictwa, kopalnictwo, działalność produkcyjna, oraz zaopatrzenia w energię elektryczną, gaz i wodę. Jak pokazują dane historyczne, ceny węgla i oleju opałowego wzrosły w ciągu ostatnich dwudziestu lat ponad dziesięciokrotnie, a ceny gazu ziemnego wysokometanowego dziewięciokrotnie. Inaczej jednak przedstawiają się okresy głównych wzrostów cen tych 13.

(14) paliw. Największa różnica występuje po 2007 roku, kiedy to wyłącznie cena węgla poszybowała w górę, sięgając 200 dolarów za tonę (rys. 5).. Rys. 5. Zmiany cen węgla energetycznego w Europie (cena węgla kamiennego o wartości opałowej 25,1 GJ/Mg w portach Amsterdam – Rotterdam – Antwerpia) Źródło: European Energy Exchange. Porównując ceny krajowe węgla z jego cenami na rynkach światowych widzimy, że nie ma tu prostego przełożenia, jednakże tendencja wieloletnia jest zachowana. Na świecie znaczący wpływ na ceny węgla mają kataklizmy, takie jak ostatnie powodzie w Australii, czy awaria elektrowni jądrowej Fukushima w Japonii. Dodatkowo rosnące zapotrzebowanie rynków rozwijających się, głównie Chin i Indii, w połączeniu z okresowymi problemami z podażą, m.in. w wymienionej już Australii, podnosi ceny do poziomów wcześniej nie spotykanych. Polski rynek węgla odbiera bodźce zewnętrzne, jednakże uwarunkowany jest głównie popytem krajowym, zmniejszającymi się możliwościami wydobywczymi polskich kopalń, wzrostem kosztów wydobycia ze względu na sięganie do coraz niższych pokładów, jak również rosnącymi kosztami pracowniczymi. W związku z rosnącą rolą importu, w przyszłości ceny węgla energetycznego na rynku krajowym będą się prawdopodobnie kształtować podobnie, jak ceny na rynkach międzynarodowych, z zachowaniem stosownych relacji cen do jakości węgla (Grudziński Z., Szurlej A. 2011) i kosztów transportu. Opublikowane dane Głównego Urzędu Statystycznego nie obejmują jeszcze roku 2012 i początku roku 2013, w których nastąpiła korekta cen węgla, spowodowana spadkiem produkcji przemysłowej w Polsce. Najnowsze informacje z rynku podają obniżkę cen węgla dla sektora energetycznego na poziomie około 20% (Gorszanów A. 2013). Ceny gazu ziemnego są kształtowane głównie umową na zakup surowca z Rosji, jako dominującego dostawcy. W 2012 roku nastąpiła kilkuprocentowa obniżka taryf gazowych. 14.

(15) spowodowana renegocjacją kontraktu z Rosją. Ponadto, wraz z rozwojem gospodarczym Polski, cały czas rosną koszty dystrybucji paliwa gazowego. Opisane powyżej wzrosty cen nośników energii przekładają się wprost na podwyżki cen energii elektrycznej i ciepła (rys. 6 i 7).. 300 250. zł/MWh. 200 150 100 50. 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011. 0. Rok. Rys. 6. Zmiany cen energii elektrycznej w Polsce Źródło: Główny Urząd Statystyczny, Energy Statistics, Gospodarka Paliwowo Energetyczna w latach 1991 –2011. Ceny zakupu nośników energii liczonych metodą średniej ważonej dla działu górnictwa, kopalnictwo, działalność produkcyjna, oraz zaopatrzenia w energię elektryczną, gaz i wodę. 35 30. zł/GJ. 25 20 15 10 5 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011. 0. Rok. Rys. 7. Zmiany cen ciepła w Polsce Źródło: Główny Urząd Statystyczny, Energy Statistics, Gospodarka Paliwowo Energetyczna w latach 1991 –2011. Ceny zakupu nośników energii liczonych metodą średniej ważonej dla działu górnictwa, kopalnictwo, działalność produkcyjna, oraz zaopatrzenia w energię elektryczną, gaz i wodę. 15.

(16) W omawianym okresie 20 lat ceny energii elektrycznej i ciepła wzrosły około sześciokrotnie. Widać, że branże te przeprowadziły restrukturyzację technologiczną i organizacyjną, ponieważ ich koszty rosną wolniej niż koszty sektora górniczego. Wyraźna korelacja cen występuje pomiędzy energią elektryczną i węglem, gdzie podwyżki cen energii elektrycznej następowały z małym opóźnieniem w stosunku do podwyżek cen węgla energetycznego. Ciepłownictwo nie podąża dokładnie taką samą ścieżką wzrostów z powodu większej dywersyfikacji wykorzystywanych paliw. Baza wytwórcza ciepłownictwa daje możliwości stosowania „miksu” paliwowego. Aby oddać pełny obraz kształtowania się polskiego rynku paliwowego, przedstawione powyżej wzrosty cen należy odnieść do wskaźnika cen towarów i usług konsumpcyjnych, potocznie zwanego inflacją. Opierając się na oficjalnych danych Głównego Urzędu Statystycznego widzimy, że inflacja wzrosła ponad ośmiokrotnie – jeśli przyjmiemy za punkt wyjścia rok 1991, po szoku inflacyjnym związanym z transformacją ustrojową (rys. 8). Nasuwa się więc wniosek, że paliwa takie jak węgiel i gaz są relatywnie droższe niż dwadzieścia lat temu, ale energia elektryczna i ciepło, dzięki zmianom w samych firmach produkujących i dystrybuujących energię, kosztuje mniej niż w przeszłości.. 900 800 700 Inflcja, %. 600 500 400 300 200 100 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012. 0. Rok. Rys. 8. Wzrost wskaźnika cen towarów i usług konsumpcyjnych w Polsce w przeliczeniu na ceny z roku 1991 Źródło: Główny Urząd Statystyczny, Roczne wskaźniki cen towarów i usług konsumpcyjnych w latach 1950 –2012. 16.

(17) Bardzo ciekawie wygląda porównanie cen paliw w przeliczeniu na GJ energii chemicznej zawartej w paliwie. Rysunek 9 obrazuje, które paliwa są najdroższe i najtańsze na polskim rynku nośników energii. Zestawienie cen węgla kamiennego z gazem ziemnym pokazuje, że 1 GJ energii w węglu, w zależności od okresu w historii notowań, był tańszy 2,5 do 4 razy od gazu ziemnego i 2,5 do 9 razy tańszy od lekkiego oleju opałowego. Ciężkie oleje opałowe kosztowo są porównywalne z gazem ziemnym. Uwzględniając nawet niższe sprawności uzyskiwane przy spalaniu węgla kamiennego w stosunku do pozostałych paliw, nie ma najmniejszej wątpliwości, że najtańszym źródłem energii dla przemysłu w Polsce od lat pozostaje węgiel. Sytuacja zmienia się, gdy rozpatrujemy budowę nowych źródeł wytwarzania energii. Wówczas, jeżeli weźmiemy pod uwagę znacznie wyższe koszty instalacji opartych na węglu, aspekty środowiskowe oraz systemy wsparcia dla energii z innych paliw wprowadzone administracyjnie, rachunek ekonomiczny może przeważyć za odejściem od węgla kamiennego. Niezależnie od tego – dzięki porównaniu cen węgla do np. cen energii elektrycznej na wysokim napięciu, widać że cena GJ w węglu do GJ w energii elektrycznej niezmiennie wynosi 12–16%. Na tej podstawie można wnioskować, że pomimo bardzo dużych wahań cen nośników energetycznych, węgiel kamienny w ostatnich dwóch dekadach był gwarantem i stabilizatorem cen energii elektrycznej w Polsce. Jest to kolejny argument, wynikający wprost z rynku dóbr konsumpcyjnych, że utrzymywanie zasobów wydobywczych i bazowanie na własnych złożach surowców energetycznych ma głębokie uzasadnienie dla bezpieczeństwa energetycznego kraju i powinno stanowić podstawę budowy strategii długookresowej państwa.. 17.

(18) 0,00 II kw. 1994 III kw. 1994 VI kw. 1994 I kw. 1995 II kw. 1995 III kw. 1995 VI kw. 1995 I kw. 1996 II kw. 1996 III kw. 1996 VI kw. 1996 I kw. 1997 II kw. 1997 III kw. 1997 VI kw. 1997 I kw. 1998 II kw. 1998 III kw. 1998 VI kw. 1998 I kw. 1999 II kw. 1999 III kw. 1999 VI kw. 1999 I kw. 2000 II kw. 2000 III kw. 2000 VI kw. 2000 I kw. 2001 II kw. 2001 III kw. 2001 VI kw. 2001 I kw. 2002 II kw. 2002 III kw. 2002 VI kw. 2002 I kw. 2003 II kw. 2003 III kw. 2003 VI kw. 2003 I kw. 2004 II kw. 2004 III kw. 2004 IV kw. 2004 I kw. 2005 II kw. 2005 III kw. 2005 VI kw. 2005 I kw. 2006 II kw. 2006 III kw. 2006 VI kw. 2006 I kw. 2007 II kw. 2007 III kw. 2007 VI kw. 2007 I kw. 2008 II kw. 2008 III kw. 2008 VI kw. 2008 I kw. 2009 II kw. 2009 III kw. 2009 VI kw. 2009 I kw. 2010 II kw. 2010 III kw. 2010 IV kw. 2010 I kw. 2011 II kw. 2011 III kw. 2011 VI kw. 2011 I kw. 2012 II kw. 2012 III kw. 2012. zł/GJ 120,00 Energia elektryczna na wysokim napięciu. 100,00 Energia elektryczna na średnim napięciu. 80,00 Gaz ziemny wysokometanowy. Lekki olej opałowy. 60,00 Ciężki olej opłowy wysokosiarkowy. 40,00 Ciężki olej opłowy niskosiarkowy. 20,00 Węgiel kamienny dla przemysłu. Węgiel kamienny dla energetyki. Rok. Rys. 9. Ceny nośników energii w Polsce dla przemysłu wyrażone w zł/GJ (netto). Źródło: Agencja Rynku Energii S.A., Europejski Biuletyn Cenowy Nośników Energii 1994–2012. 18.

(19) Pewnym minusem przeprowadzonego porównania jest brak najnowszych danych, ale zostały wykorzystane wyłącznie oficjalne zestawienia dla danych zweryfikowanych, dostępne w czasie pisania pracy. Jednakże badamy tutaj tendencje długofalowe, a nie sytuację jednego wybranego. roku,. dlatego. przedstawiony. zbiór. informacji. wystarcza. do. ustalenia. długookresowych trendów rynkowych.. 2.3. Stan obecny Ciepłownictwo w Polsce podlega ciągłym i stałym przemianom. Praktycznie wszystkie miejskie systemy ciepłownicze działają jako podmioty posiadające indywidualne rozliczenie i są kontrolowane pod względem uzyskiwanych wyników finansowych. Zorganizowane są w różnorodnych formach prawnych, dopuszczanych przez ustawodawstwo polskie, takich jak: spółki prawa handlowego, w tym najpopularniejsze: spółka z ograniczoną odpowiedzialnością i spółka akcyjna, ale również zakłady budżetowe czy majątek gminny z kontrolingowo wydzieloną działalnością. Niezależnie od formy prawnej kierownictwo zobowiązane jest do racjonalnego i zyskownego prowadzenia działalności. Presja osiągania dodatnich wyników ciąży przede wszystkim na wyodrębnionych spółkach z kapitałem prywatnym. Pozostałe systemy, zarządzane przez podmioty publiczne, ograniczają się zazwyczaj do wpływów ze sprzedaży ciepła na poziomie nieznacznie powyżej wykazywanych rocznych kosztów całkowitych. Niestety brak zysku uniemożliwia prowadzenie choćby inwestycji odtworzeniowych, nie wspominając o kapitałochłonnej rozbudowie systemów. W wypadku zapotrzebowania na kapitał inwestycyjny, właściciel, tutaj podmiot publiczny, zobowiązany jest do wydatkowania środków finansowych z własnych zasobów budżetowych. Wymienione czynniki skłaniają samorządy do przeprowadzenia prywatyzacji, najczęściej poprzez pozyskanie inwestora strategicznego, gwarantującego niezawodne i stabilne dostawy ciepła dla odbiorców. Największe szanse w tym procesie posiadają międzynarodowe koncerny energetyczne, dysponujące znaczącym kapitałem i doświadczeniem wyniesionym z innych rejonów świata. Ruchy własnościowe prowadzą do konsolidacji poziomej i pionowej. Pozioma konsolidacja polega na przejmowaniu systemów ciepłowniczych poprzez nabycia udziałów, akcji, zorganizowanych części przedsiębiorstwa, lub „bardziej miękkich” sposobach: przez dzierżawy, umowy użyczenia lub kontrakty na zarządzanie cudzym majątkiem. Konsolidacja pionowa to głównie łączenie źródeł ciepła i systemów przesyłowych w jedne organizmy, oraz dalej – przejmowanie dostawców paliw, przedsiębiorstw budowlanych i instalatorskich, innych 19.

(20) usług okołoenergetycznych. Sukcesywnie porządkuje się obraz polskiej branży ciepłowniczej, jako rynku dużych holdingów energetycznych skupiających w sobie od kilku do kilkudziesięciu miejskich systemów ciepłowniczych. Proces postępuje adekwatnie do dynamiki zmian samych przedsiębiorstw, co skutkuje corocznie kilkoma znaczącymi prywatyzacjami. Jest to powolny proces, jednak tendencja wyraźnie zostaje zachowana. Oczywiście istnieje znaczna część podmiotów samorządowych, doskonale radzących sobie w obecnych warunkach, jednak nie zmienia to faktu, że w przyszłości może zostać rozważona przez właściciela koncepcja ich zbycia dla pozyskania kapitału na inne cele publiczne. Nabywanie systemów przez jednostki samorządów terytorialnych jest mało prawdopodobne z uwagi na ich sytuację budżetową i inne cele statutowe. Struktura własnościowa przedsiębiorstw ciepłowniczych pokazana jest na rysunku 10.. Struktura własności przedsiębiorstw ciepłowniczych. Własność prywatna zagraniczna; 3,70%. Własność prywatna krajowa; 16,80%. Własność prywatna mieszana; 16,00%. Własność mieszana; 9,80%. Własność Skarbu Państwa; 10,30%. Własność Samorządowa; 43,40%. Rys. 10. Struktura własności przedsiębiorstw ciepłowniczych w Polsce w 2008 roku Źródło: Wojdyga K., 2008 – Perspektywy rozwoju systemów ciepłowniczych. XV Wiosenne spotkanie ciepłowników, Zakopane.. Zorganizowanie działalności w duże struktury organizacyjne posiada wady jak i zalety. Głównymi zaletami jest dostęp lokalnych przedsiębiorstw do kapitału dzięki gwarancjom 20.

(21) koncernów, możliwość skokowego rozwoju poprzez wykorzystanie siły grupy, obniżenie kosztów działalności poprzez uwspólnienie zasobów i zakupów, wykorzystanie efektu skali, dostęp do wiedzy i doświadczeń innych podmiotów. Wady to głównie przesunięcie decyzji strategicznych, a nawet operacyjnych, poza zarządy spółek, narzucenie ogólnonarodowej polityki grupy nie zawsze zgodnej z zamierzeniami lokalnymi, oraz brak wpływu na decyzje własnościowe. Koncerny tworzą struktury holdingowe w postaci drzewa spółek zależnych, rozliczanych zarówno z indywidualnego, jak i wspólnego wyniku finansowego.. 2.4. Konkurencja na rynku ciepłowniczym Na lokalnych rynkach ciepłowniczych, wbrew wielu opiniom, istnieje zjawisko konkurencji. Nie jest to rynek towarów szybko rotujących, dlatego nie można mówić o konkurencji w takim samym wymiarze. Porównując jednak długość inwestycji czy okresy rozpatrywane dla termomodernizacji budynków, zmiany dostawcy ciepła lub sposobu wytwarzania ciepła są stosunkowo dynamiczne. Branżę ciepłowniczą należy postrzegać w szerszym kontekście, niż tylko miejskie przedsiębiorstwa ciepłownicze posiadające sieci cieplne. W ramy tego rynku należy wpisać wszelkie usługi, prowadzące do dostarczenia energii cieplnej na potrzeby ogrzewania obiektów mieszkalnych i przemysłowych. Prowadząc prosty przegląd dostępnych rozwiązań, w zbiorze konkurentów oraz dostawców produktów substytucyjnych można umieścić przedsiębiorstwa prowadzące działalność gospodarczą w zakresie: produkcji i dystrybucji ciepła sieciowego, dostaw gazu ziemnego, dystrybucji oleju opałowego, LNG (gaz propan-butan), CNG (skroplony gaz ziemny), paliw stałych (węgiel, koks), biomasy, dostaw energii elektrycznej, firmy instalatorskie, dystrybutorzy kotłów grzewczych małej i średniej mocy, dostawcy nowych rozwiązań grzewczych takich jak pompy ciepła, układy solarne itp. Nie można ograniczać konkurencji na rynku ciepłowniczym tylko i wyłącznie do przedsiębiorstw ciepłowniczych. Praktycznie każdy model opisujący otoczenie konkurencyjne przedsiębiorstwa wskazuje bardzo ważną rolę produktów substytucyjnych, dlatego, zgadzając się z takimi autorytetami jak np. Porter, należy przyjąć, że pominięcie ich byłoby poważnym błędem (Poter M. 2000). Odbiorcy mają obecnie duży wybór, jeżeli chodzi o sposób zapewnienia ogrzewania w budynkach. Postrzeganie problemu przez pryzmat wpływu pojedynczego mieszkańca bloku na sposób ogrzewania jego lokalu, i kształtowanie na tej podstawie opinii o monopolu jest błędem. 21.

(22) Brak wpływu na decyzję o sposobie ogrzewania budynku jest związany z formą organizacyjną zarządzania budynkiem, a nie brakiem konkurencji w sektorze ciepłowniczym. Przestarzałe struktury. spółdzielcze,. brak. wyodrębnionych. dostatecznych. funduszy. remontowych,. inwestycyjnych, modernizacyjnych, brak przejrzystych zasad podejmowania decyzji itp. powodują poczucie bezradności. Zupełnie inaczej wygląda sytuacja w dobrze zorganizowanych wspólnotach, skupiających niezbyt dużą liczbę lokatorów. Wspólnoty same decydują o wyborze dostawców usług telekomunikacyjnych, telewizyjnych, o wywozie odpadów komunalnych i również o wyborze dostawcy energii cieplnej. Przykładowo mogą zamienić ciepło sieciowe na indywidualną kotłownię olejową, następnie poprzez zmianę palnika zasilić kotłownię gazem ziemnym, dodatkowo wybudować pompę ciepła, a ciepłą wodę użytkową zacząć wytwarzać na kolektorach słonecznych. Rozwiązań jest kilka i mogą one stanowić alternatywę lub wzajemnie się uzupełniać. Niewielkie wspólnoty mają tą przewagę w stosunku do dużych form organizacyjnych, że śledzą na bieżąco wpływ zmian zewnętrznych bezpośrednio na własny budynek. Duże formy organizacyjne, takie jak „stare” spółdzielnie mieszkaniowe, skupiające nawet kilkaset bloków, mają znacznie większe zasoby osobowe, posiadają specjalistów z różnych dziedzin, większe zdolności kapitałowe, a zakres własności pozwala na zmiany globalne w wymiarze osiedli lub nawet całych dzielnic, jednak przez to nie postrzegają budynków indywidualnie, ale jako część większego zbioru. Stosują podejście statystyczne, odnosząc się do średniej w strukturze zasobów mieszkaniowych, przez co często pomijają indywidualne uwarunkowania budynków. Rozpatrując problem konkurencji, warto oddzielić możliwości, jakie są obecne na rynku ciepłowniczym, od ograniczeń, wynikających z przestarzałych struktur zarządzania obiektami oraz z nieuregulowanego prawa własności. W takim ujęciu uzasadniona jest opinia o istnieniu – ograniczonej, ale jednak – konkurencji na lokalnych rynkach ciepłowniczych (UOKiK 2012). Potwierdzeniem tej tezy są wyłączenia i przyłączenia odbiorców ciepła sieciowego, następujące w reakcji na zmiany relacji cen paliw. Wzrost cen węgla dla źródeł centralnych, opartych głównie na tym paliwie, powoduje tendencję do odłączania się odbiorców od sieci na rzecz budowy indywidualnych źródeł ciepła. Odwrotna tendencja występuje po podwyżce cen gazu – wtedy pojawiają się liczne przyłączenia do sieci miejskich. Konkurencja trwa również na polu jakości i zakresu usług, ponieważ klient ma właśnie możliwość wyboru. Nie można też podważyć faktu istnienia walki konkurencyjnej o nowego klienta. Każdy przedsiębiorca, developer, jak również nabywca pojedynczego lokalu rozważa swoją inwestycję również pod kątem sposobu i kosztów ogrzewania obiektu. Inwestorzy przeglądają dostępne możliwości ogrzewania, ponieważ najłatwiej i najtaniej wybrać sposób dostawy ciepła na etapie 22.

(23) projektowania. Dlatego każde poważne przedsiębiorstwo działające na rynku ciepłowniczym, posiada służby do zajmowania się rozwojem sprzedaży, poprzez pozyskiwanie nowo powstających inwestycji. Oprócz konkurencji lokalnej, istnieje niezwykle silna konkurencja dotycząca przejęć całych rynków ciepłowniczych. Dotyczy to w szczególności procesów prywatyzacyjnych oraz outsourcingu usług energetycznych dla podmiotów przemysłowych. W przetargu na świadczenie usług lub kupno lokalnego przedsiębiorstwa ciepłowniczego startuje zazwyczaj od kilku do kilkunastu koncernów energetycznych, a wszyscy znaczący inwestorzy tej branży z uwagą śledzą jego przebieg.. 23.

(24) 3. Identyfikacja elementów wpływających na sektor ciepłowniczy Przedsiębiorstwa ciepłownicze, podobnie jak pozostałe branże gospodarki, działają w określonym otoczeniu konkurencyjnym. Wraz z rozwojem gospodarki wolnorynkowej, coraz większy wpływ na ich działalność ma bezpośrednie otoczenie. Przedsiębiorstwa muszą również nadążyć za zmianami makroekonomicznymi i politycznymi. Przetrwanie firm ciepłowniczych i ich dobra kondycja finansowa uzależnione są od zdolności adaptacji do zmian rynkowych i osiągnięcia najlepszej pozycji wśród konkurentów (Poter M. 1990). Przewagę konkurencyjną, w zależności od źródła jej pochodzenia, można zaliczyć do wyższego lub niższego rzędu. Przewaga niższego rzędu opiera się na niskich kosztach pracy ludzkiej, tanich surowcach i najczęściej jest szybko niwelowana przez konkurentów poprzez zmianę źródła zaopatrzenia, czy też lokalizacji prowadzonej działalności. Do przewag wyższego rzędu zalicza się posiadanie efektywniejszych technologii, wyższą dyferencjację produktów, uznaną markę handlową oraz dużą trwałość powiązań z klientami przez wysoki koszt zmiany źródła zaopatrzenia (Fabiańska i inni 1994). Źródła przewagi konkurencyjnej mogą być również umiejscowione na zewnątrz lub wewnątrz przedsiębiorstwa. W złożonym, coraz bardziej skomplikowanym i konkurencyjnym środowisku działania współczesnych przedsiębiorstw, podstawowego znaczenia nabiera dostrzeżenie skutecznych źródeł przewagi konkurencyjnej i jak najlepsze ich wykorzystanie (Kaleta A. 2000). W dalszej części rozdziału odniesiono się szczegółowo do czynników mających największy wpływ na przedsiębiorstwa ciepłownicze w Polsce (za wyjątkiem cen paliw i konkurencji lokalnej, opisanej już w poprzednim rozdziale).. 3.1. Prywatyzacja przedsiębiorstw Pomimo tego, że przekształcenia własnościowe nie wydają się mieć bezpośredniego związku z funkcjonowaniem przedsiębiorstw, przejście do sektora prywatnego w większości przypadków jest momentem zwrotnym w działalności firm ciepłowniczych. Znacząca część przedsiębiorstw państwowych funkcjonuje według ustalonych schematów, wypracowanych w czasie dekad zarządzania zbiurokratyzowanego, mało dynamicznego i pozostawiającego inicjatywę bardziej władzom samorządowym, niż zarządom spółek. O ile jeszcze w sferze technicznej następują istotne zmiany jakościowe, o tyle w sferze organizacji i „miękkiego” 24.

(25) zarządzania obserwuje się stagnację. W dużej mierze winą można obarczyć kadencyjność kadry zarządzającej, ściśle powiązaną z kadencyjnością władz samorządowych, co uniemożliwia utworzenie prężnych ośrodków z profesjonalną kadrą, zorientowaną na cele. Brak swobody decyzyjnej i odgórne ograniczenie przedsiębiorstwa w dążeniu do osiągania dodatnich wyników finansowych, dodatkowo hamuje rozwój nowoczesnej organizacji. Polityka utrzymywania zysku na minimalnym poziomie limituje między innymi możliwości inwestycji w zasoby ludzkie firmy i przekształcenie struktur jej funkcjonowania. Zmiana właściciela wiąże się z dogłębnym audytem firmy, wykonanym pod względem prawnym, organizacyjnym, technicznym, handlowym i środowiskowym. Dla każdego nabywanego przedsiębiorstwa buduje się plan restrukturyzacji i implementacji nowych rozwiązań. Nabywcami zazwyczaj są duże koncerny, posługujące się własnym know-how sprawdzonym w innych projektach. Przedsiębiorstwa mają ponadto możliwość pozyskania wiedzy i technologii, niedostępnej w dotychczasowej lokalnej działalności. Prywatyzacja otwiera możliwość pozyskania kapitału od inwestora strategicznego na dokapitalizowanie działalności, wykonanie opłacalnych ekonomicznie modernizacji i przekształceń wewnętrznych. Spółki mogą korzystać z uwspólnionych procesów zakupowych, co dodatkowo obniża koszty działalności. Najważniejsza jest jednak zmiana sposobu myślenia o ciepłownictwie. Rozpoczyna się traktowanie ciepłownictwa jak biznesu opartego na współpracy ze społeczeństwem, a nie dziedziny poświęconej wyłącznie realizacji zadań statutowych. Właściciel zaczyna wymagać wykazywania zysków i kładzie nacisk na rozwój. Przedsiębiorstwa muszą otworzyć się na klientów i dążyć do świadczenia usług w coraz większym zakresie, poprawiając jednocześnie ich jakość. „Ciemną” stroną prywatyzacji jest restrukturyzacja zatrudnienia. Wysokie wymagania ekonomiczne zmuszają do redukcji kosztów pracowniczych poprzez zwolnienia grupowe i kładą ogromny nacisk na wzrost wydajności pracy. Efektem jest zmiana struktury zatrudnienia, tj. redukcja stanowisk robotniczych na rzecz budowy zespołów specjalistów, wspieranych w razie potrzeby usługodawcami zewnętrznymi. Ponadto oczyszcza się spółki z wykonywania działań pomocniczych, nie objętych działalnością podstawową Wszelkie usługi nie związane z ciepłownictwem, takie jak np. usługi ochroniarskie, sprzątanie, utrzymanie nieruchomości zostają poddane outsourcingowi do zainteresowanych firm zewnętrznych lub samych pracowników. Ma to na celu ujednolicenie profilu działalności gospodarczej i asymilację podmiotu w szersze struktury holdingowe. Wydziela się i zleca na zewnątrz także obsługę w zakresie transportu, remontów, czy dostaw paliw. Umożliwia to utrzymanie jednolitych standardów i procedur. Procesy pomocnicze bywają często realizowane przez spółki powiązane kapitałowo lub handlowo. 25.

(26) 3.2. Polityka energetyczna państwa Krajowa strategia rozwoju energetyki została ujęta w dokumencie „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, przyjętym przez Radę Ministrów w dniu 10 listopada 2009 roku. Dokument został opracowany zgodnie z artykułami 13–15 – Prawa energetycznego. Autorzy podkreślają potrzebę modernizacji i rozwoju infrastruktury energetycznej, dostosowanie jej poziomu do standardów krajów wysokorozwiniętych, ograniczenia związane z uzależnieniem od zewnętrznych dostawców paliw – głównie gazu ziemnego i ropy naftowej, zobowiązania Polski w zakresie ochrony środowiska, w tym dotyczące klimatu. Wszystkie te czynniki wymagają przemyślanych i spójnych działań aby zaspokoić potrzeby energetyczne odbiorców końcowych i umożliwić rozwój w pozostałych dziedzinach gospodarki. Podstawowymi kierunkami przyjętymi dla polskiej polityki energetycznej są (Polityka 2009): •. poprawa efektywności energetycznej,. •. wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii,. •. dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie energetyki jądrowej,. •. rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw,. •. rozwój konkurencyjnych paliw i energii,. •. ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko. Przedstawione kierunki są zbieżne i wzajemnie się uzupełniają. Sektor energetyki. powinien dążyć do wzrostu efektywności, wprowadzenia nowoczesnych i czystszych technologii, wykorzystania źródeł odnawialnych i konkurencyjności przy zachowaniu zasady zrównoważonego rozwoju. Jednym z podstawowych założeń przy opracowaniu dokumentu były cele ilościowe przyjęte w grudniu 2008 roku przez Parlament Europejski i zawarte w pakiecie ustaw, nazywanych „pakietem klimatycznym 3x20%". Jest to warunek zmniejszenia przez kraje członkowskie emisji gazów cieplarnianych o 20% w odniesieniu do roku 1990, zmniejszenie zużycia energii o 20% w porównaniu z prognozami dla Unii Europejskiej na 2020 rok, oraz zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii do 20% (dla Polski – 15%) całkowitego zużycia, w tym wykorzystanie odnawialnych źródeł energii w transporcie w ilości minimum 10% (Pod redakcją Kulczyckiej J. i Pietrzyk-Sokulskiej E. 2012). Są to cele planowane do osiągnięcia w 2020 roku. Trzeba przyznać, że jest to ambitna strategia, szczególnie dla państw 26.

(27) rozwijających się, które przebudowują dopiero swoją strukturę wytwórczą. Pojawiają się liczne głosy krytyki, mówiące o faworyzowaniu krajów rozwiniętych i obarczaniu głównym ciężarem reform nowych członków Wspólnoty Europejskiej. Niezależnie od opinii, wymagania zostały przyjęte i należy je spełnić w ciągu najbliższych dwóch dekad. Rząd polski uwzględnił to w zatwierdzonej polityce państwa. Działania określone w przyjętej strategii będą w dużej mierze realizowane przez podmioty prywatne, działające na wolnych rynkach lub rynkach regulowanych. Do sterowania kierunkiem ich rozwoju posłużą takie narzędzia, jak: regulacje prawne, bieżące działania korygujące Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, systemowe mechanizmy wsparcia, działania interwencyjne Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, ustawowe działania jednostek samorządów terytorialnych, oraz wsparcie ze środków publicznych i funduszy europejskich dla wybranych projektów. Dodatkową pomocą będzie kształtowanie odpowiedniej polityki europejskiej, lobbing, szeroko zakrojone akcje informacyjne, edukacja społeczna pod względem świadomości ekologicznej, jak również podnoszenie bezpieczeństwa energetycznego państwa przez odpowiednie zmiany własnościowe i organizacyjne w firmach państwowych. W „Polityce energetycznej Polski do 2030 roku” nie ma osobnego działu poświęconego ciepłownictwu, jednak czytając kolejne rozdziały, odnoszące się do poprawy efektywności, wzrostu. bezpieczeństwa,. wprowadzenia. energetyki. jądrowej,. wykorzystania. źródeł. odnawialnych, konkurencji rynków i oddziaływania na środowisko, możemy wyselekcjonować założenia dla rozwoju ciepłownictwa. Najważniejsze elementy polityki energetycznej, które będą miały wpływ na branżę ciepłowniczą scharakteryzowano poniżej: •. dwukrotny wzrost do 2020 roku produkcji energii elektrycznej, wytwarzanej w technologii wysokosprawnej kogeneracji, w porównaniu do roku 2006. Kogeneracja, aby można było nazwać ją wysokosprawną, musi posiadać zagospodarowanie ciepła odpadowego z produkcji energii elektrycznej. Czyli z tego punktu wynika również minimum dwukrotny wzrost produkcji ciepła w kogeneracji wysokosprawnej;. •. stymulowanie rozwoju kogeneracji ze źródeł poniżej 1 MW. Takie jednostki buduje się aby dostarczać równocześnie ciepło i energię elektryczną do dużych obiektów mieszkalnych/biurowych lub małych systemów ciepłowniczych;. •. dążenie do zastąpienia do roku 2030 ciepłowni zasilających scentralizowane systemy ciepłownicze polskich miast źródłami kogeneracyjnymi. Tego punktu raczej nie należy rozumieć dosłownie, tylko przyjąć, że podstawę wytwarzania ciepła będzie stanowiła jednostka kogeneracyjna. Przemyślane projektowanie ciepłowni polega na analizie uporządkowanego wykresu zapotrzebowania na ciepło i planowaniu produkcji 27.

(28) szczytowej przy wykorzystaniu jednostek nie wymagających wysokich nakładów inwestycyjnych. Dlatego kogeneracja ma szerokie zastosowanie w zakresie produkcji ciepłej wody użytkowej, której sprzedaż trwa cały rok, oraz w kolejnym etapie dla mocy cieplnej stanowiącej stałe zapotrzebowanie odbiorców w okresie sezonu grzewczego. W dalszej części tekstu pojawia się stwierdzenie o preferowaniu skojarzonego wytwarzania energii, jako technologii przy budowie nowych mocy wytwórczych – to potwierdza, że wcześniejsze sformułowanie nie jest. jednoznaczne i kategoryczne.. W załączniku nr 2 – „Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku” przyjęto, że nadal będzie funkcjonował system wsparcia kogeneracji w oparciu o „czerwone” i „żółte” certyfikaty, co by znacznie ułatwiło podejmowanie decyzji o nowych inwestycjach kogeneracyjnych; •. stosowanie obowiązkowych świadectw charakterystyki energetycznej dla budynków oraz mieszkań przy wprowadzeniu ich do obrotu lub wynajmu. Zwiększy to atrakcyjność obiektów o małej konsumpcji energii, a co za tym idzie przyczyni się do ograniczenia zużycia ciepła poprzez stosowanie nowoczesnych materiałów i konstrukcji budowlanych;. •. zobowiązanie sektora publicznego do pełnienia wzorcowej roli w oszczędnym gospodarowaniu energią, czyli zobowiązanie jednego z większych odbiorców ciepła sieciowego do przeprowadzenia działań termomodernizacyjnych w pierwszej kolejności;. •. wsparcie inwestycji w zakresie oszczędności energii przy zastosowaniu kredytów preferencyjnych oraz dotacji ze środków krajowych i europejskich, w tym w ramach „ustawy o wspieraniu termomodernizacji i remontów”. Jest to kolejne narzędzie wykorzystywane głównie przez spółdzielnie i wspólnoty mieszkaniowe, do prowadzenia prac modernizacyjnych i ograniczania zużycia ciepła. Klienci komunalni to największy i najbardziej stabilny odbiorca ciepła sieciowego;. •. modernizacja. i. rozbudowa. sieci. dystrybucyjnych,. pozwalająca. na. poprawę. niezawodności zasilania oraz rozwój energetyki rozproszonej, wykorzystującej lokalne źródła energii; •. zmiana mechanizmów regulacji poprzez wprowadzenie metod kształtowania cen ciepła z zastosowaniem cen referencyjnych oraz bodźców do optymalizacji kosztów zaopatrzenia w ciepło. To na pewno poprawi sytuację wytwórców ciepła i będzie promować efektywne wykorzystanie paliw. Długofalowo da to korzyści w odnowieniu mocy wytwórczych w oparciu o najlepsze dostępne technologie, korzystne dla obu stron – odbiorcy i dostawcy energii;. 28.

(29) •. wprowadzenie ściśle określonej metodologii obliczania stopy zwrotu z kapitału zainwestowanego. w infrastrukturę oraz. wprowadzenie elementu. jakościowego. w taryfach przesyłowych. Oba te elementy kształtowania taryf zachęcą kapitał prywatny do inwestycji w energetykę, w tym ciepłownictwo, ponieważ dają gwarancję zwrotu nakładów i czerpania korzyści z przeprowadzania działań modernizacyjnych; •. oparcie się na krajowych zasobach węgla, jako paliwie dla elektroenergetyki systemowej, które pozwoli na utrzymanie niezależności wytwarzania energii elektryczni w znacznym stopniu ciepła, szczególnie w systemach wielkomiejskich. Widać, że pomimo dążenia do wykorzystania paliw odnawialnych lub mniej emisyjnych, węgiel ma pozostać podstawowym. paliwem. dla. systemów. ciepłowniczych.. Jest. to. uzasadnione. bezpieczeństwem energetycznym i gwarancją zaopatrzenia w ciepło. Wynika to nie tylko ze struktury paliwowej Polski, ale również z łatwości w składowaniu, z możliwości transportowych, dostępności węgla i przede wszystkim niezależności od sytuacji geopolitycznej poza granicami kraju; •. system zachęt dla rozwoju energetyki rozproszonej, wykorzystującej lokalne źródła energii, takie jak metan i odnawialne źródła energii. Będzie to wspierało wytwarzanie energii cieplnej w małych systemach ciepłowniczych lub jako źródła wspomagające większe jednostki wytwórcze;. •. wprowadzenie ścieżki dochodzenia do osiągnięcia 15% udziału odnawialnych źródeł energii finalnej w sposób zrównoważony, w podziale na poszczególne rodzaje energii: energię elektryczną, ciepło i chłód oraz energię odnawialną w transporcie. Należy spodziewać się tutaj wykorzystania biogazu ze składowisk odpadów komunalnych oraz z biogazowni. Drugą solidną podstawą, na której oprze się ciepłownictwo będzie spalanie biomasy, głównie drewna, w procesach współspalania z węglem lub w jednostkach autonomicznych, projektowanych pod charakterystykę spalania tego rodzaju paliwa. Geotermia, ze względów inwestycyjnych, nie będzie stanowić dominującego kierunku w rozpowszechnianiu pozyskania czystej energii, natomiast mogą powstać instalacje na terenach o wyjątkowo korzystnych warunkach geologicznych lub wymagających tego uwarunkowaniach środowiskowych, np. w obrębie parków krajobrazowych;. •. wprowadzenie. w. wytwarzaniu. energii. elektrycznej. i. ciepła. dopuszczalnych. produktowych wskaźników emisji, jako narzędzia wywierającego nacisk na zmniejszenie poziomów. emisji. SO2. i. NOx,. aż. do. osiągnięcia. pułapów. ustalonych. w Traktacie Akcesyjnym dla Polski. Ten punkt w strategii rozwoju energetyki będzie. 29.

(30) skutkował inwestycjami w oczyszczanie spalin, szczególnie odsiarczanie i instalacje wychwytywania pyłów, oraz w modernizację kotłów i automatykę sterującą procesem spalania, aby zapobiegać powstawaniu tlenków azotu; •. realizacja zobowiązań wynikających z Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady dotyczącej systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. Handel CO2 i pozostałymi gazami cieplarnianymi będzie miał istotny wpływ na wybór paliwa stosowanego w ciepłowniach oraz na stopnień konsolidacji jednostek wytwórczych. Należy pamiętać, że źródła ciepła poniżej 20 MW nie są do tej pory objęte systemem handlu CO2. Szczegółowe zasady i wpływ handlu uprawnieniami do emisji CO2 zostaną omówione w następnym punkcie;. •. jako cel na szczeblu samorządowym wpisano wprost zobowiązanie do rozwoju scentralizowanych systemów ciepłowniczych, które umożliwiają osiągnięcie poprawy efektywności i parametrów ekologicznych procesu zaopatrzenia w ciepło oraz podniesienie lokalnego poziomu bezpieczeństwa energetycznego. Widać więc, że polityka schodzi również na niższe szczeble administracyjne i wyznacza władzom lokalnym obowiązek wspierania ciepłownictwa, jako uporządkowanej i zorganizowanej działalności. To na pewno przyczyni się do poprawy jakości środowiska w miastach i przyniesie oszczędności paliw pierwotnych. Wszystkie. wymienione. elementy. sumarycznie. dążą. do. rozwoju. systemów. ciepłowniczych, ale na nowych, proekologicznych zasadach. Wspierana będzie „czysta” produkcja energii i dywersyfikacja wykorzystania paliw kopalnych. W dokumencie „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku” nie ma wzmianki o spalarniach odpadów komunalnych, ale patrząc na ciepłownictwo nie można pomijać tego aspektu. W przeciągu najbliższych kilku lat powstaną termiczne zakłady utylizacji odpadów i jednym z produktów będzie ciepło. Pozwolenia środowiskowe dla wybieranych lokalizacji zawsze zakładają podanie ciepła odpadowego do sieci miejskiej i właśnie taki wariant inwestycji zapewnia jej opłacalność, bez konieczności nadmiernego wzrostu ceny za przyjmowane odpady. Dlatego w dalszych badaniach nad przyszłością ciepłownictwa w Polsce zakłady utylizacji będą stanowić element analizy. Obecnie Ministerstwo Gospodarki pracuje nad projektami trzech nowych ustaw zwanych potocznie „trójpakiem” lub „dużym trójpakiem”. W jego skład wchodzi nowe prawo energetyczne, prawo gazowe i ustawa o odnawialnych źródłach energii. Opracowywane dokumenty mają zastąpić dotychczasowe prawo energetyczne i dostosować je do wymagań UE. Zagadnienie jest złożone, dlatego prace legislacyjne postępują powoli. Z drugiej strony, na Polsce ciążą obowiązki dostosowania prawa do dyrektyw unijnych, dlatego w trybie 30.

(31) przyspieszonym, prawdopodobnie w pierwszym półroczu 2013 roku, ma zostać wprowadzony tzw. „mały trójpak”. Czasu nie pozostało dużo, ponieważ w dniu 25 listopada 2011 roku Komisja Europejska wszczęła wobec Rzeczypospolitej Polskiej dwa postępowania formalne w sprawie braku notyfikacji transpozycji oraz nieprawidłowej transpozycji krajowych środków wykonawczych dla odpowiednich dyrektyw (Ministerstwo Gospodarki 2012). Celem zmiany ustawy Prawo Energetyczne przez „mały trójpak” jest w szczególności zapewnienie pełnej implementacji przepisów dyrektyw Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawach promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego. Poprawka wprowadzi zmiany dotyczące rozdziału działalności sieciowej (przesyłu i dystrybucji) od działalności w zakresie wytwarzania i obrotu paliwami gazowymi i energią elektryczną, oraz magazynowania paliw gazowych. Nałożony zostanie obowiązek obrotu paliwami gazowymi poprzez giełdę towarową (minimum 15%), wprowadzone zostaną ułatwienia dla mikroinstalacji, oraz pojęcie przemysłowych odbiorców energochłonnych, dla których koszty konsumpcji energii elektrycznej mają być niższe. Proponowane zmiany nie dotyczą ciepłownictwa bezpośrednio, natomiast pośrednio – tak: np. liberalizacja rynku gazowego wpłynie na koszty działalności sektora (Ministerstwo Gospodarki 2012).. 3.3. Ochrona środowiska Nieodłącznym elementem prowadzenia działalności gospodarczej jest wykorzystywanie środowiska do zaspokajania potrzeb ludzkich. Swoboda funkcjonowania podmiotów gospodarczych powodujących zagrożenia ekologiczne oraz źle prowadzona polityka państwa, przejawiająca się m.in. brakiem odpowiednich regulacji prawnych spowodowała, że konieczne stało się aktywne uczestnictwo państwa w procesach podejmowania decyzji gospodarczych. Wolny rynek okazał się w tym przypadku mechanizmem nieskutecznym, i co najważniejsze – nieefektywnym w zakresie ochrony środowiska. Analiza skutków tego faktu spowodowała, że obecnie trudno sobie wyobrazić nowoczesną gospodarkę bez mniejszej lub większej interwencji państwa w obszarze zarządzania środowiskiem (Kudełko M. 2003). Rozwój świata oparty pod względem energetycznym głównie na paliwach kopalnych, powoduje degradację zasobów naturalnych. Spalanie paliw stałych niesie zagrożenia i związane z nimi efekty zewnętrzne, takie jak powstawanie kwaśnych deszczy, niszczenie warstwy ozonowej, globalne zmiany klimatyczne oraz lokalne nadmierne zanieczyszczenia atmosfery. 31.

(32) Kwaśne deszcze powstają na skutek spalania paliw stałych zawierających SO2 i NOx, zarówno w źródłach stacjonarnych, jak i mobilnych. W skali globalnej produkcja energii elektrycznej i ciepła jest odpowiedzialna za około 70% emisji SO2, przy czym spalanie węgla stanowi z tego 70%. Emisja NOx powodowana jest głównie przez sektor transportowy i energetyczny. Lokalne zanieczyszczenia. atmosferyczne. (tzw.. smogi). powodowane. są. zwiększoną. emisją. zanieczyszczeń, przede wszystkim SO2 i pyłów z instalacji grzewczych. Zjawiska te powstają głównie w dużych miastach w wyniku zwiększonego zapotrzebowania na energię w okresie spadków temperatury otoczenia. Za niszczenie warstwy ozonowej odpowiadają przede wszystkim CFC, halony, ale także NOx. Jednym z najpoważniejszych zagrożeń powodowanych przez sektor energetyczny, na które zwraca się w ostatnich latach szczególną uwagę, jest problem globalnych zmian klimatycznych. Mimo poważnych kontrowersji w ocenie istnienia oraz skali zjawiska globalnego ocieplenia, nie ulega wątpliwości, że wpływ sektora energetycznego na wskaźnik koncentracji gazów cieplarnianych w atmosferze jest znaczny (Kudełko M. 2003). Aby minimalizować niekorzystny wpływ działalności człowieka (w tym sektora ciepłowniczego) na środowisko wprowadza się krajowe i międzynarodowe programy przeciwdziałania wzrostowi zanieczyszczeń. Najgłośniejszym tematem działań w ostatnich latach jest problem emisji gazów cieplarnianych, w tym głównie dwutlenku węgla – CO2. Należy podkreślić, że obecnie nie ma spotkania, konferencji, czy poważnej dyskusji o przyszłości ciepłownictwa bez poruszenia tematu limitów CO2 dla systemów ciepłowniczych. Za początek formalnych działań międzynarodowych na rzecz ograniczenia emisji CO2 można uznać Konferencję Narodów Zjednoczonych „Środowisko i Rozwój”, która odbyła się między 3 a 14 czerwca 1992 roku w Rio de Janeiro w Brazylii. Konferencja ta, w której uczestniczyli reprezentanci 172 krajów, zwana jest popularnie Szczytem Ziemi. Odbyła się ona w 20 rocznicę pierwszej Konferencji Narodów Zjednoczonych dotyczącej problematyki środowiska naturalnego, zwołanej w Sztokholmie w 1972 roku. Szczyt miał na celu uświadomienie przedstawicielom elit rządzących problematyki wyczerpywania zasobów naturalnych, wpływu rozwoju ekonomicznego na środowisko oraz pogłębiania się różnic pomiędzy państwami. Zwrócenie uwagi decydentom, że trwanie takiego stanu rzeczy doprowadzi do degradacji środowiska, rozszerzania się stref ubóstwa, głodu, chorób i analfabetyzmu na świecie. Rezultatem konferencji było podpisanie międzynarodowych porozumień, w tym Ramowej Konwencji w sprawie Zmian Klimatu (ang: United Nations Framework Convention on Climate Change – UNFCCC lub FCCC). Konwencja jest umową określającą założenia międzynarodowej współpracy dotyczącej redukcji emisji gazów 32.

(33) cieplarnianych, odpowiedzialnych za zjawisko globalnego ocieplenia. Konwencja sama w sobie nie ma skutków prawnych w postaci kar lub zobowiązań wobec jej beneficjentów, jest tylko zachęceniem uczestników do działań w kierunkach przez nią wyznaczonych. Dokładne limity i zobowiązania zostały wyznaczone dopiero przez przyjęte w późniejszym terminie protokoły. Najwyższym organem konwencji jest Konferencja Stron odbywająca się co roku w dwóch pierwszych tygodniach grudnia (ostatnie: 2008 rok – Poznań, 2009 rok – Kopenhaga, 2010 rok – Cancun, 2011 rok – Durban, 2012 rok – Katar). Przełomową okazała się Konferencja w Kioto, gdzie wynegocjowano protokół, prawnie wiążące porozumienie, w ramach którego kraje uprzemysłowione zostają zobligowane do redukcji ogólnej emisji gazów powodujących efekt cieplarniany średnio o 5,2% do roku 2012, w porównaniu z rokiem 1990. Należy podkreślić, że uwzględniając plany rozwoju gospodarki jest to redukcja o 29% w stosunku do zakładanej emisji. Narodowe pułapy są określone oddzielnie dla każdego kraju (grupy krajów). Przykładowo Unia Europejska otrzymała łącznie poziom redukcji emisji o 8%, USA 6%, Rosja 0%, a Australia wzrost o 8%. Polska nie była wówczas członkiem Wspólnoty Europejskiej (akcesja 1 maja 2004 roku) i otrzymała limit 6%. Podpisanie protokołu z Kioto nie powodowało jego wejścia w życie, aby to się stało musiał zostać ratyfikowany przez poszczególne władze narodowe. Warunkiem było spełnienie tzw. zasady 2 razy 55, tj. ratyfikowanie go przez minimum 55 krajów mających przynajmniej 55% udział w światowej emisji gazów cieplarnianych. Unia Europejska ratyfikowała protokół w maju 2002 roku, a Polska w grudniu 2002 roku. Decydującą rolą była ratyfikacja przez Rosję w listopadzie 2004 roku. W listopadzie protokół został podpisany przez Organizację Narodów Zjednoczonych i zgodnie z procedurą wszedł w życie 16 lutego 2005 roku. Stany Zjednoczone, pomimo że są jednym z największym emitentów, wycofały się z powziętych wcześniej zobowiązań i do dzisiaj nie ratyfikowały protokołu. Dodatkowo zaskakuje to w świetle faktu, że były wiceprezydent USA, Albert Arnold Gore junior (potocznie nazywany Al Gore) w 2007 roku otrzymał Pokojową Nagrodę Nobla za walkę z globalnym ociepleniem. Protokół z Kioto zainicjował kilka mechanizmów wspomagających zarządzanie i redukcję emisji w krajach objętych porozumieniem. Należy do nich najważniejszy i najbardziej znany – Mechanizm Handlu Emisjami (Emission Trading). Mechanizm dopuszcza zakup i sprzedaż przyznanych uprawnień do emisji w ramach podmiotów uczestniczących w handlu na zasadzie wolnego rynku. W obszarze Wspólnoty Europejskiej został on ustanowiony Dyrektywą 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 roku „ustanawiającą program handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych na obszarze Wspólnoty i zmieniającą Dyrektywę Rady 96/61/WE”, a następnie zaktualizowany Dyrektywą Parlamentu 33.