W ramach panelu „Potencjał rynku ciepła i implikacji programu „Czyste Powietrze” Wojciech Dąbrowski zaprezentował katalog rozwiązań pro klienckich, wpisujące się także w założenia rządowego programu „Czyste Powietrze”.

Oprócz systemowego podejścia, jakim jest nowa ustawa kogeneracyjna (Ustawa o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji), która została już opublikowana w Dzienniku Ustaw i wchodzi w życie 25 stycznia 2019 r., Wojciech Dąbrowski przedstawił katalog czterech rozwiązań: (1) dedykowanych grup taryfowych, (2) cen jednoczłownowych, (3) premii i (4) upustów, które z pewnością przyczyniły się do rozwoju kogeneracji i rynku ciepła, co wpisuje się w wygłoszoną na panelu konstatację Henryka Kowalczyka, Ministra Środowiska, a mianowicie, że Program „Czyste Powietrze” potrzebuje rozwoju sieci ciepłowniczej.

- Jako przedstawiciel PGE Energia Ciepła, lidera ciepłownictwa w Polsce, chcemy nakreślać kierunki rozwoju zmian w branży i idące za tym zmiany regulacyjne. Co więcej, jako prezes zarządu Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych (PTEZ), którego członkiem jest także PGE Energia Ciepła a także większość z tu obecnych gości i prelegentów, przedstawię propozycję zmian w Prawie Energetycznym jak i rozporządzeniu taryfowym, których celem jest utrzymanie obecnych i pozyskanie nowych klientów - powiedział Wojciech Dąbrowski, prezes PGE Energia Ciepła, prezes PTEZ.

Podstawowym narzędziem pro sprzedażowym powinno być wydzielanie klientów do dedykowanych grup taryfowych. Wydzielenie odrębnej grupy taryfowej w celu rozwoju rynku i pozyskania nowych odbiorców powinno się odbyć na warunkach określonych w ustawie Prawo Energetyczne i Rozporządzeniu taryfowym. Rozporządzenie w Par 10.1 pkt 1 do 7 już obecnie uwzględnia szeroki katalog kryteriów, które wpływają na stworzenie  grupy taryfowej. Katalog tych kryteriów, oprócz wymienionych w ww. punktach  proponujemy uzupełnić co najmniej o następujące kryteria:

  •   charakterystyka odbioru zapewniająca wzrost efektywności wytwarzania,
  •   charakterystyka odbioru inna niż tylko związana z temperaturami zewnętrznymi,
  •   stopień wykorzystania mocy cieplnej przez odbiorcę ciepła nie powodujący konieczności inwestycji w źródła szczytowe,
  •   możliwość tworzenia grup dla odbiorów technologicznych (do rozważenia możliwość całkowitego  wyłączenia takiej grupy z taryfowania).

Drugim proponowanym rozwiązaniem mogłyby być ceny jednoczłonowe. To narzędzie funkcjonuje już dzisiaj, daje możliwość skalkulowania cen i stawek opłat jednoskładnikowych dla konkretnego odbiorcy ciepła w oparciu o ceny/stawki opłat zawarte w zatwierdzonej przez URE taryfie. PGE Energia Ciepła, lider na rynku ciepłowniczym w Polsce, proponuje stworzenie w rozporządzeniu taryfowym otwarty katalog sytuacji kiedy takie rozwiązanie jest możliwe np.:

  •   gdy klient ma niezależne, alternatywne rezerwowanie mocy i nie chcemy pobierać „podwójnie” opłaty  za moc.
  •   gdy klient ma specyficzny pobór dużej ilości mocy, a przy tym niewielkiej ilości energii, tylko przez bardzo krótki lub sezonowy okres czasu: boiska piłkarskie, baseny, szklarnie.

Trzeci instrument, premie dla dystrybutora, wypłacane przez wytwórcę (przy systemach rozdzielonych), związane z rozwojem rynku lub jego segmentu, przyznawane na podstawie dedykowanych umów wspierających rozwój rynku pomiędzy wytwórcą i dystrybutorem. Wytwórcy kogeneracyjni mający dostępne moce, a nie posiadający dystrybucji są zainteresowani ich maksymalnym wykorzystaniem i w pewnych sytuacjach rozwój sieci jest dla nich opłacalny i przyniesie obniżenie kosztów jednostkowych dla klientów. Takie rozwiązanie pozwoliłoby na zrównanie szans i potencjału ekonomicznego do rozwoju sieci do poziomu jakie mają obecnie tylko przedsiębiorstwa zintegrowane. Dla indywidualnych klientów, premie mogłyby być płacone przez dystrybutora lub wytwórcę na rzecz klienta końcowego w określonych przypadkach - klient musiałby spełnić pewne warunki takie jak:

  •   charakterystyka odbioru zapewniająca wzrost efektywności wytwarzania,
  •   charakterystyka odbioru inna niż tylko związana z temperaturami zewnętrznymi,
  •   stopień wykorzystania mocy cieplnej nie powodujący konieczności inwestycji w źródła szczytowe,
  •   premia jako wynagrodzenie za aktywne zarzadzanie popytem na energie i moc cieplną,

Premie miałyby maksymalny czas trwania, powiązany z trwałością efektów ekonomicznych  i  okresem zwrotu dla  dystrybutora lub wytwórcy.

Ostatnim, czwartym instrumentem mogą być upusty w opłatach przyłączeniowych oraz w opłatach za sprzedaż ciepła i mocy.

W opłatach przyłączeniowych, podstawą dla takiego działania jest obowiązujący już art. 7 ust. 11 Prawa energetycznego. Podstawy faktyczne dla zastosowania takiego upustu powinny być wprost wymienione w przepisach prawa, co umożliwi szerokie wykorzystanie istniejącej już ogólnej normy prawnej. Widzimy kilka obszarów, gdzie aktywna polityka upustu w opłacie przyłączeniowej przyniesie korzyści społeczne oraz dla samych klientów:

  •   dla realizacji celu minimalizowania niskiej emisji.
  •   dla realizacji celu zwiększenia sprzedaży produktów takich jak np.  CWU, chłód wytwarzany w oparciu o ciepło sieciowe.

W opłatach za sprzedaż ciepła i mocy: Przykładowe sytuacje zastosowania upustu:

  •   możliwość zastosowania okresowych upustów od stawki za moc zamówioną dla budynków, w sytuacji gdy dochodzenie do pełnej mocy jest rozłożone w czasie. Np. nowy budynek mieszkalny, który jest zasiedlany przez okres 2-3 lat
  •   stosowanie okresowych upustów dla utrzymania dużych odbiorców znajdujących się w trudnej sytuacji finansowej.

Upusty w opłatach za ciepło powinny mieć określony maksymalny, nieprzekraczalny czas trwania. Przedsiębiorstwo w swoim wniosku taryfowym, na etapie postępowania powinno poinformować URE o stosowanej przez siebie polityce upustów.

- Mam nadzieję, że wraz z IGCP wkrótce złożymy kompleksową propozycje zmian legislacyjnych, służących branży kogeneracyjnej, która jest jednym z najbardziej efektywnych sposobów w walce o czyste powietrze - dodał Wojciech Dąbrowski. 

pgeenergiaciepla_site