Energia XXXVI
Dodatek reklamowy do RZECZPOSPOLITEJ.
nr 216 (6596) 16 września 2003 r.
Do rynku krok po kroku
Rozmowa z Leszkiem Juchniewiczem, prezesem Urzędu Regulacji Energetyki
Dotychczasowe warunki nie sprzyjają inwestorom w podsektorze gazowniczym. Czy można spodziewać się zmian korzystnych dla pozyskiwania kapitału, np. poprzez określenie obowiązku kształtowania taryf na zasadach długoterminowych (kilkuletni okres obowiązywania taryfy z automatycznym i przewidywalnym dla inwestorów mechanizmem zmian cen i stawek opłat)?
Dotychczas taryfy dla paliw gazowych istotnie ustalane były na okres jednego roku. Wynikało to przede wszystkich z faktu, iż od momentu (tj. od 5 grudnia 1999 r.) uwolnienia cen paliw gazowych spod bezpośredniego „nadzoru” ministra finansów, który ustalał je w trybie cen urzędowych, dla największego przedsiębiorstwa gazowniczego jakim jest PGNiG SA (u którego zaopatrywały się i w dalszym ciągu zaopatrują się wszystkie przedsiębiorstwa gazownicze prowadzące działalność na terenie Polski) przewidziana była restrukturyzacja. W tej sytuacji ustalanie dla tego przedsiębiorstwa, a w dalszej kolejności dla pozostałych przedsiębiorstw gazowniczych okresu regulacji dłuższego niż rok nie było zasadne.
Zasadniczy krok w kierunku restrukturyzacji PGNiG uczyniono już w roku 2000, kiedy to decyzją Rady Ministrów z maja 2000 r. oraz uchwałą Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy z grudnia 2000 r. ze struktur PGNiG wydzielono cztery spółki dystrybucyjne. Faktyczna restrukturyzacja miała jednak miejsce dopiero od 1 stycznia 2003 r. Utworzono wtedy grupę kapitałową, a w jej skład weszło 7 podmiotów: 6 spółek dystrybucyjnych oraz spółka zajmująca się wydobyciem, magazynowaniem, przesyłaniem oraz obrotem hurtowym paliwami gazowymi, w której w dalszym ciągu zaopatrują się pozostałe przedsiębiorstwa gazownicze.
W momencie zakończenia procesu przekazywania majątku trwałego z PGNiG SA do spółek dystrybucyjnych wydzielonych z jego struktur, powstaną warunki do prowadzenia analiz porównawczych zarówno między tymi spółkami jak i pozostałymi lokalnymi spółkami dystrybucyjnymi, które umożliwią ustalenie dla nich wszystkich (wzorem spółek elektroenergetycznych) pułapu przychodów na okres trzech lat, konsekwencją czego może być wydłużenie okresu regulacji powyżej roku.
Czy zdaniem pana zachodzi już czas, kiedy będzie możliwe zwolnienie przedsiębiorstw gazowniczych zajmujących się obrotem gazem ziemnym z obowiązku przedstawiania taryf do zatwierdzania przez Prezesa URE?
Decyzja o zwolnieniu przedsiębiorstw zajmujących się obrotem gazem z obowiązku przedstawienia taryfy musi uwzględniać przesłanki wynikające z przepisów prawa. Prezes URE na mocy art. 49 ustawy – Prawo energetyczne może zwolnić przedsiębiorstwo energetyczne z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia, jeżeli stwierdzi, że działa ono w warunkach konkurencji. Przy podejmowaniu decyzji brane są pod uwagę takie cechy rynku paliw lub energii jak: odpowiednia liczba uczestników i wielkości ich udziałów w rynku, przejrzystość struktury i zasad funkcjonowania rynku, istnienie barier dostępu do rynku, równoprawne traktowanie uczestników rynku, dostęp do informacji rynkowej, skuteczność kontroli i zabezpieczeń przed wykorzystywaniem pozycji ograniczającej konkurencję, dostępność do wysoko wydajnej technologii.
Obecną strukturę polskiego rynku gazu należy ocenić jako wysoce zmonopolizowaną, co wynika z bezwzględnej dominacji PGNiG SA na rynku gazu oraz niewielkiej liczby przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się wydobyciem lub obrotem paliwami gazowymi przy pełnym monopolu PGNiG SA w zakresie importu oraz działalności przesyłowej i magazynowej. Mimo, iż 74 przedsiębiorstwa energetyczne posiadają koncesje na obrót paliwami gazowymi, to ich łączny udział w rynku nie przekracza 3%. Tak więc, żadne z istniejących przedsiębiorstw obrotowych nie działa w warunkach konkurencji. Aby zmienić ten stan rzeczy należy kontynuować działania mające na celu demonopolizację rynku gazu. Obecnie realizowany „Program restrukturyzacji i prywatyzacji PGNiG SA” z września 2002 r. ma doprowadzić do rozdzielenia poszczególnych zakresów działalności realizowanych w ramach grupy kapitałowej. Celem zmian jest stworzenie warunków do zaistnienia konkurencji w zakresie pozyskania gazu oraz obrotu nim, natomiast w zakresie przesyłania i magazynowania gazu, monopol naturalny jednego przedsiębiorstwa będzie utrzymany w dającej się przewidzieć przyszłości.
Nie ma więc jeszcze przesłanek do zwolnienia przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się obrotem gazem z obowiązku przedstawiania taryf do zatwierdzania przez Prezesa URE. Jednakże należy wziąć pod uwagę, że wraz z uzyskaniem przez Polskę członkostwa w UE zaistnieją prawne warunki do pojawienia się konkurencji w obrocie gazem, o ile zostaną podjęte natychmiastowe działania zmierzające do wydzielenia operatora systemu przesyłowego, wdrożenia Kodeksu sieci, wydzielenia usług magazynowych. Biorąc pod uwagę opóźnienia w przygotowaniu sektora gazu do otwarcia rynku, można się spodziewać, że znajdzie zastosowanie art. 4a Prawa energetycznego. Przepis ten daje możliwość przedsiębiorstwu energetycznemu zajmującemu się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych, które odmawia zawarcia umowy przesyłowej, wystąpienia do Prezesa URE o czasowe wyłączenie lub ograniczenie, w drodze decyzji, nałożonego na nie obowiązku, jeżeli świadczenie usług przesyłowych może spowodować dla przedsiębiorstwa poważne trudności finansowe związane z realizacją zobowiązań wynikających z uprzednio zawartych kontraktów „take or pay”. Zawarcie tego zapisu w znowelizowanej ustawie – Prawo energetyczne miało niewątpliwie na celu przejściową ochronę polskiego sektora gazowego przed całkowitym otwarciem rynku, jednak oddala ono realne możliwości rozwoju konkurencji w obrocie gazem.
W URE działa Departament Promowania Konkurencji, czy nie dostrzega pan sprzeczności między zadaniami departamentu, a całego urzędu? Regulacja jest poniekąd sprzeczna z konkurencją.
Energetyka zajmuje w zindustrializowanym świecie miejsce szczególne a produkt wytwarzany przez nią, czyli energia, jest specyficznym towarem o charakterze hybrydowym tzn. zarówno towarem produkcyjno-konsumpcyjnym, jak i dobrem cywilizacyjnym. Dlatego też wobec tego towaru działają pewne specyficzne reguły, wchodzące w pewną symbiozę z powszechnie obowiązującymi regulacjami wobec gospodarki.
Przez wiele lat ta wyjątkowość energii razem z warunkami wynikającymi z technicznej specyfiki jej dostawy przesądzała o łączeniu monopolistycznego sposobu organizacji i zaopatrzenia w dobra i usługi infrastrukturalne z publicznym nadzorem. Usprawiedliwiało to brak konkurencji w energetyce i tym samym rodziło wiele negatywnych konsekwencji, m.in. brak obiektywnej racjonalizacji działań w tym sektorze oraz stosowanie charakterystycznego dla monopolu arbitralnego stosowania cen obarczającego ostatecznych odbiorców energii skutkami niegospodarności. Doprowadziło to do stworzenia nowej doktryny polityki gospodarczej polegającej na liberalizacji i dopuszczeniu w sektorze energii do konkurencji. Wejście w życie Prawe energetycznego stanowiło punkt zwrotny, oznaczało nową filozofię postrzegania energetyki i wprowadzało szereg nowych dla sektora energetycznego mechanizmów działania. Podstawową zmianą było wprowadzenie do energetyki, początkowo ograniczonych, stosunków umownych między dostawcami a odbiorcami jako podstawy zaopatrzenia w energię. W praktyce oznaczało to, iż energetyka przestaje się rządzić swoimi prawami, a jej funkcjonowanie jest wkomponowane w istniejący system prawa powszechnego, dostawcy działają na zasadach określonych w Kodeksie spółek handlowych i ustawie o rachunkowości, a transakcje dokonywane są zgodnie z przepisami Kodeksu cywilnego. Stopniowe znoszenie ograniczeń w miarę „dojrzewania” uczestników rynku doprowadzi do powstania w pełni konkurencyjnego rynku energii, a tam, gdzie z przyczyn technologicznych jest to niemożliwe, namiastkę konkurencji stanowić będzie regulacja.
Powstawanie rynku jest zatem procesem długotrwałym, złożonym i ma charakter żywiołowy. Promotorem tego procesu jest zawsze państwo (lub np. instytucje quasi rządowe, takie jak Komisja Europejska), którego aktywność coraz częściej przybiera formę wyspecjalizowanej regulacji służącej właśnie tworzeniu warunków sprzyjających pojawieniu się konkurencji w energetyce. Stosuje się różne mechanizmy i narzędzia, powoływane są także, w ramach aparatu władzy lub administracji państwowej, autonomiczne instytucje regulacyjne. Takim organem regulacyjnym w Polsce jest Urząd Regulacji Energetyki, który został powołany w celu wdrożenia i nadzorowania procesu liberalizacji rynków energii.
Bieżący rok jest kolejnym w działaniach regulatora okresem konsekwentnej realizacji strategii wdrażania i nadzorowania procesu liberalizacji rynków energii, w podziale na tradycyjne podsektory: elektroenergetykę, ciepłownictwo i gazownictwo, z uwzględnieniem specyfiki każdego z nich. Od początku powołania Prezesa URE jego misja podlegała ewolucji, dlatego konieczne były dynamiczne zmiany dostosowujące instrumenty wykorzystywane do realizacji poszczególnych zadań. Wpływ na ten proces, oprócz zmian w obowiązujących przepisach, miały sytuacje w sektorze energetycznym i jego społeczno-politycznym otoczeniu, makroekonomiczne relacje w gospodarce, coraz bogatsze doświadczenia regulacyjne oraz perspektywa bliskiego wstąpienia do Unii Europejskiej.
Wiemy już na pewno, że 1 maja 2004 r. staniemy się pełnoprawnym członkiem Unii Europejskiej. Oznacza to, że nasza gospodarka z jej poszczególnymi branżami zostanie poddana twardym regułom rynkowym nie tylko wymuszonym przez konkurencję, ale również narzuconym przez przepisy unijne. W gazownictwie obowiązuje Dyrektywa 2003/55/WE Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wspólnych zasad dla wewnętrznego rynku gazu ziemnego. Zawarte w niej zapisy zalecają organizację sektora gazu według zasad rynkowych. Przewidywana jest przy tym pewna współzależność: gdy rynek gazu osiągnie wystarczającą płynność – mechanizm rynkowy wymusi odpowiednie zachowania uczestników, natomiast w okresie przejściowym wzrasta rola państwowego urzędu regulacji jako stymulatora działań charakterystycznych dla rozwiniętego konkurencyjnego rynku gazu. Te szczególne kompetencje organów regulacji określono w art. 25 dyrektywy. Zgodnie z tymi zapisami, każde państwo członkowskie ma obowiązek wyznaczenia jednego lub więcej właściwych organów pełniących funkcję organów regulacyjnych. Organy te, ze względu na swoje kompetencje, mają zachować całkowitą niezależność od interesów przemysłu gazowego. Zakres ich obowiązków, poprzez zastosowanie tego artykułu, obejmuje co najmniej zapewnienie eliminacji dyskryminacji, skutecznej konkurencji i sprawnego funkcjonowania rynku. Władze ustanowione będą miały obowiązek publikować roczny raport dotyczący wyników działań kontrolnych różnych sfer działania podmiotów działających w sektorze gazu ze szczególnym uwzględnieniem poziomu przejrzystości działań i konkurencji.
Umieszczenie zatem promowania konkurencji wśród zadań Prezesa URE określonych w art. 21 ust. 1 Prawa energetycznego zbieżne było z zasadami określonymi w Dyrektywie 98/30/WE i będzie kontynuowane w jeszcze szerszym kontekście stosownie do zapisów „nowej” dyrektywy gazowej.
Zgodnie z taryfami zatwierdzonymi przez Oddziały Terenowe URE, różnice cen ciepła w poszczególnych regionach kraju wynoszą od około 17 do 50 zł za GJ. Czy tak duże zróżnicowanie jest uzasadnione?
W poprzednim systemie ekonomicznym w sektorze energii występował brak powiązania obowiązujących cen z faktycznymi kosztami dostarczania nośników energii przez przedsiębiorstwa energetyczne. W wyniku tego, niezależnie od zakresu świadczonych usług i rzeczywistych kosztów dostarczania ciepła do poszczególnych odbiorców, stosowano jednakową cenę ciepła dla wszystkich odbiorców. Dla gospodarstw domowych ceny ciepła ustalał Minister Finansów, a system regulacji cen był oparty na administracyjnym ograniczaniu ich wzrostu. W tych warunkach sprzedawcy ciepła nie mieli potrzeby analizowania i prowadzenia szczegółowej ewidencji kosztów według rodzajów oraz źródeł ich powstawania, a wieloletnie stosowanie wskaźników wzrostu cen powodowało coraz większe zróżnicowanie poziomu cen.
Prawo energetyczne wprowadziło radykalne zmiany zasad kształtowania cen paliw i energii. Zasady te zostały określone w art. 44 i 45 oraz wydanych na podstawie art. 46 przepisach odpowiednich rozporządzeń wykonawczych.
Cena ciepła wynika z jednostkowych kosztów jego wytwarzania, a ich poziom zależy od wielu różnych czynników. Powoduje to, że np. koszty wytwarzania ciepła w kotłowni lokalnej są znacznie wyższe niż w elektrociepłowni, gdzie ciepło jest wytwarzane w skojarzeniu z energią elektryczną. Zróżnicowane są też koszty przesyłania i dystrybucji ciepła: są one niższe, gdy odbiorcy sami eksploatują własne węzły cieplne, wyższe – gdy należą one do sprzedawcy ciepła i są przez niego eksploatowane.
Ceny ciepła i stawki opłat za usługi przesyłowe są więc zróżnicowane, gdyż zróżnicowane są jednostkowe koszty wytwarzania ciepła w różnych źródłach i jednostkowe koszty jego dostarczania do odbiorców, zaliczonych do poszczególnych grup taryfowych. Brak zróżnicowania cen i stawek opłat przy zróżnicowanych jednostkowych kosztach dostarczania ciepła do odbiorców spowodowałby natomiast subsydiowanie skrośne, czyli pokrywanie kosztów jednego rodzaju prowadzonej działalności gospodarczej lub jednej grupy odbiorców, przychodami pochodzącymi z innego rodzaju działalności lub od innej grupy odbiorców.
Prawo energetyczne stanowi, że taryfy dla ciepła ustalane przez koncesjonowane przedsiębiorstwa energetyczne podlegają zatwierdzeniu przez Prezesa URE. Z kolei zakres działania Prezesa URE, obejmuje m.in. zatwierdzanie i kontrolowanie taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła pod względem zgodności z zasadami określonymi w art. 45 i 46, w tym analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwo energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat.
Należy podkreślić, że obecnie podstawą kalkulacji cen i stawek opłat są wprawdzie planowane koszty eksploatacyjne i inwestycyjne, ale nie mogą być one dowolnie kształtowane przez przedsiębiorstwo. Nie wszystkie bowiem wydatki, planowane do poniesienia przez przedsiębiorstwo energetyczne, mogą być uznane jako koszty uzasadnione. Przedsiębiorstwo musi wykazać, że planowane koszty są niezbędne do prowadzenia działalności gospodarczej związanej z zaopatrzeniem w ciepło i wywiązania się z zawartych umów (z innymi przedsiębiorstwami energetycznymi i odbiorcami).
Reasumując można stwierdzić, że poziom cen za zamówioną moc cieplną i cen ciepła, wytwarzanego w różnych źródłach, zależy głównie od stałych i zmiennych kosztów wytwarzania ciepła. Poziom kosztów stałych w dużym stopniu jest niezależny od przedsiębiorstwa energetycznego, wpływają bowiem na niego określone przepisami odpisy amortyzacyjne, opłaty, podatki itd.
Z kolei poziom kosztów zmiennych zależy głównie od rodzaju paliwa zużywanego do wytwarzania ciepła (koszt paliwa i jego transport, koszty wywozu i utylizacji odpadów paleniskowych, opłaty związane z ochroną środowiska itp.). Ponadto poziom cen za zamówioną moc cieplną i cen ciepła zależy od rodzaju nośnika ciepła, a także rodzaju odbiorców i charakteru ich potrzeb cieplnych. Jednostkowe koszty wytwarzania ciepła zależą też od warunków atmosferycznych, wpływających na wielkość poboru ciepła.
Na tym tle trzeba zwrócić uwagę, że likwidacja i ograniczenie produkcji przemysłowej, a także podejmowane przez odbiorców działania w kierunku racjonalizacji użytkowania ciepła („termomodernizacja” obiektów), spowodowały drastyczny spadek, a niekiedy zaprzestanie sprzedaży ciepła odbiorcom przemysłowym, zaś w najliczniejszej grupie odbiorców bytowo-komunalnych następuje systematyczne zmniejszanie zamówionej mocy cieplnej i sprzedaży ciepła.
Wpływa to na poziom jednostkowych kosztów, a tym samym na poziom cen za zamówioną moc cieplną i cen ciepła oraz na poziom i strukturę przychodów ze sprzedaży ciepła, czyli na wyniki finansowe przedsiębiorstw wytwarzających ciepło. Ma to też wpływ na poziom opłat ponoszonych przez odbiorców.
Analiza taryf dla ciepła zatwierdzonych w I półroczu 2003 r. wykazała, że zróżnicowanie w poszczególnych województwach średnioważonych cen ciepła (dostarczonego za pośrednictwem sieci ciepłowniczej i bezpośrednio ze źródeł ciepła) zawiera się w granicach od 21,27 do 27,10 zł/GJ. Cena średnioważona w skali kraju wynosi 22,89 zł/GJ. Poziom średnioważonych cen ciepła zależy od struktury sprzedaży ciepła z różnych źródeł, w których stosowane są różne rodzaje paliw i technologie wytwarzania ciepła.
Rozmawiał AD
| Ciepło dostarczane jest do odbiorców za pośrednictwem nośnika ciepła, a koszty podgrzania tego nośnika do wymaganej temperatury zależą od kosztów stałych i kosztów zmiennych ponoszonych w źródle ciepła. Koszty stałe obejmują te elementy kosztów, które nie zależą od ilości wytwarzanego ciepła, jak np. odpisy amortyzacyjne, wynagrodzenia, ubezpieczenia społeczne, podatki, remonty, inwestycje (modernizacyjne, rozwojowe i związane z ochroną środowiska) itd.
Natomiast koszty zmienne dotyczą tych elementów kosztów, które są zależne od ilości wytwarzanego ciepła, jak np. zakup i transport paliwa, transport i składowanie odpadów paleniskowych, energia elektryczna i woda do celów produkcyjnych itd. Cena ciepła wynika z jednostkowych kosztów jego wytwarzania, a ich poziom zależy od wielu różnych czynników, spośród których dla przykładu można wymienić:
Źródło: URE |
Przepisy art. 44 Prawa energetycznego stanowią, że przedsiębiorstwa energetyczne są obowiązane do prowadzenia, w ramach zakładowych planów kont, ewidencji księgowej w sposób umożliwiający obliczanie ich kosztów i przychodów dla wykonywanej działalności:
Ponadto przepisy te stanowią, że przedsiębiorstwa energetyczne, które nie są obowiązane na podstawie odrębnych przepisów do publikowania sprawozdań finansowych, udostępniają sprawozdania finansowe do publicznego wglądu w swojej siedzibie. Natomiast przepisy art. 45 stanowią że:
Ponadto w odniesieniu do ciepła obowiązuje rozporządzenie Ministra Gospodarki z 12 października 2000 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie ciepłem (Dz.U. z 2000 r. nr 96, poz. 1053). Ustawa i rozporządzenie taryfowe określają koszty uzasadnione jako koszty niezbędne do wykonania zobowiązań powstałych w związku z prowadzoną przez przedsiębiorstwo energetyczne działalnością (wynikających z umowy o przyłączenie do sieci ciepłowniczej, umowy sprzedaży ciepła lub umowy o świadczenie usług przesyłowych) oraz przyjmowane przez to przedsiębiorstwo do kalkulacji cen i stawek opłat ustalanych w taryfie w sposób ekonomicznie uzasadniony, z zachowaniem należytej staranności zmierzającej do ochrony interesów odbiorców i minimalizacji kosztów, przy czym koszty uzasadnione nie są kosztami uzyskania przychodów w rozumieniu przepisów podatkowych. Zgodnie z § 11 rozporządzenia taryfowego uzasadnione koszty, na podstawie których obliczane są jednostkowe koszty oraz ustalane ceny i stawki opłat, przedsiębiorstwo energetyczne określa na podstawie:
Źródło: URE |
| Średnioważona cena ciepła dostarczanego za pośrednictwem sieci ciepłowniczych wynosi 22,78 zł/GJ w skali kraju, a w poszczególnych województwach jest zróżnicowana od 20,91 do 26,74 zł/GJ, natomiast znacznie większe zróżnicowanie występuje w odniesieniu do średnioważonej ceny ciepła dostarczanego odbiorcom bezpośrednio ze źródeł ciepła, gdyż w poszczególnych województwach wynosi ona od 21,31 do 45,92 zł/GJ, a w skali kraju 25,33 zł/GJ.
Dominującym paliwem jest miał węgla kamiennego, gdyż udział źródeł opalanych tym paliwem w sprzedaży ciepła przez przedsiębiorstwa, których taryfy dla ciepła zatwierdzono w I półroczy 2003 r., wynosił ponad 92%. Dla porównania udział źródeł opalanych węglem brunatnym i innymi paliwami stałymi wynosił w skali kraju ok. 1,6%, udział źródeł opalanych gazem ziemnym stanowił w skali kraju ok. 3,6%, udział źródeł opalanych olejem ok. 2%, a sprzedaż ciepła ze źródeł opalanych pozostałymi paliwami stanowiła 0,2% sprzedaży ciepła w skali kraju. Trzeba też wskazać, że struktura sprzedaży ciepła z różnych źródeł jest zróżnicowana w poszczególnych województwach, a niektóre rodzaje źródeł ciepła nie występują we wszystkich województwach. W tabeli przedstawiono zróżnicowanie średnioważonych cen ciepła w zależności od rodzaju zużywanych paliw, występujące w taryfach dla ciepła zatwierdzonych w I półroczu 2003 r. W poszczególnych województwach średnioważona cena ciepła wytwarzanego w źródłach opalanych miałem węgla kamiennego (dostarczanego odbiorcom za pośrednictwem sieci i bezpośrednio ze źródeł), wynosi od 20,94 do 26,49 zł/GJ (średnioważona cena w skali kraju wynosi 22,54 zł/GJ). Znacznie wyższy poziom i zróżnicowanie cen ciepła występuje w źródłach opalanych innymi paliwami stałymi (grube sortymenty węgla kamiennego, koks itp.). Średnioważona cena ciepła wytwarzanego w tych źródłach wynosi 39,99 zł/GJ w skali kraju, a w poszczególnych województwach wynosi od 27,81 do 44,98 zł/GJ. Duży wpływ na poziom tych cen ma wielkość źródeł ciepła i ich udział w sprzedaży ciepła, a zwłaszcza udział ciepła wytwarzanego w skojarzeniu z produkcją energii elektrycznej. Jest to szczególnie widoczne w przypadku sprzedaży ciepła przez opalaną węglem brunatnym elektrownię, dla której średnioważona cena ciepła wynosi 13,44 zł/GJ. Średnia cena ciepła wytwarzanego w źródłach opalanych gazem ziemnym wynosi 30,40 zł/GJ, przy czym najniższa średnia cena wynosi 20,93 zł/GJ w województwie śląskim, a najwyższa 42,56 zł/GJ w województwie lubuskim. Niski poziom średniej ceny ciepła wytwarzanego z gazu wynika stąd, że w woj. śląskim występują lokalne zasoby gazu, a 65% tego ciepła jest sprzedawane po cenie 13,92 zł/GJ w rejonie tzw. kopalni „gazowych”, z których odzyskiwany jest metan. Natomiast w województwie lubuskim wyższy poziom średniej ceny ciepła wytwarzanego z gazu przez 4 przedsiębiorstwa spowodowany jest tym, że niewielkie ilości ciepła (3,5% łącznej sprzedaży) są wytwarzane w bardzo małych lokalnych źródłach ciepła, a ceny ciepła w tych przedsiębiorstwach wynoszą od 36,05 do 46,9 zł/GJ. Podobne przyczyny powodują zróżnicowanie cen ciepła wytwarzanego w źródłach opalanych innymi paliwami (w tym także paliwami odpadowymi). Średnioważone ceny ciepła w zależności od rodzaju zużywanego paliwa dla pierwszego roku stosowania taryf zatwierdzonych w I półroczu 2003 r. |
- Informacje o Urzędzie Regulacji Energetyki