Urząd Regulacji Energetyki

https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/edukacja-i-komunikacja/publikacje/seria-wydawnicza-bibli/cieplownictwo-stan-tar/1363,36-Dylemat-8211-ochrona-srodowiska-a-ceny-i-stawki-oplat-w-lubelskim-Wschodnim-O.html
29.05.2024, 01:36

3.6 Dylemat – ochrona środowiska a ceny i stawki opłat w lubelskim Wschodnim Oddziale Terenowym

Wymianą dotychczasowych (węglowych) źródeł ciepła na paliwa ekologiczne zainteresowane są głównie gminy i miasta, w których te pierwsze stanowią zagrożenie dla przyrody oraz zamieszkującej dany teren ludności. Przedsiębiorstwa energetyczne upatrują w wykorzystaniu tych paliw szansy na własny rozwój poprzez obniżkę kosztów, wykorzystując między innymi miejscowe surowce. Przypadki takich przedsięwzięć oraz ich wpływ na funkcjonowanie przedsiębiorstw i taryfy dla odbiorców ilustrujemy przykładami z terenu działania Wschodniego Oddziału z siedzibą w Lublinie (woj. podlaskie i lubelskie).

Jedno z przedsiębiorstw energetycznych od niedawna wykorzystuje do produkcji ciepła paliwo odnawialne – biomasę. Przedsiębiorstwo to zlokalizowane jest w otoczeniu parku krajobrazowego, w rejonie gdzie ograniczenie emisji zanieczyszczeń do atmosfery jest jednym z podstawowych warunków dalszej egzystencji zakładu. Zastosowanie biomasy jako paliwa ma głównie znaczenie ekologiczne dla okolicznego regionu.

Analizowane przedsiębiorstwo energetyczne ma formę komunalnego zakładu budżetowego, tak więc prawnie i finansowo uzależnione jest od gminy. Przychody z działalności ciepłowniczej stanowią ok. 60% przychodów zakładu. Przedsiębiorstwo dostarcza ciepło na cele grzewcze i w postaci ciepłej wody dla odbiorców komunalnych i jednostek użyteczności publicznej z własnego źródła o mocy zainstalowanej 14,5 MW i zamówionej przez odbiorców – 11,4 MW. Kotły opalane „zrębkami” leśnymi, zainstalowane zostały w 2001 r. W poprzednim okresie eksploatowane były kotły opalane miałem węglowym. Ciepło dostarczane jest własnymi sieciami. Sprzedaż ciepła dla odbiorców kształtowała się w 2000 r. na poziomie ok. 82 tys. GJ.

W wyniku zmian modernizacyjnych źródła związanych z zastosowaniem nowego paliwa oraz kompleksową modernizacją sieci i węzłów cieplnych zmieniła się struktura kosztów dotyczących dostarczania ciepła. Planowane koszty paliwa stanowiące główny składnik kosztów działalności ciepłowniczej stanowią ok. 32% całkowitych kosztów. Udział kosztów paliwa (biomasy) zmniejszył się w stosunku do kosztów poprzednio stosowanego paliwa (miału węglowego) o niemal 8 punktów procentowych. Spadł niemal o połowę udział opłat za gospodarcze korzystanie ze środowiska (do 1% w całkowitych kosztach). Wzrósł nieznacznie udział kosztów energii elektrycznej do poziomu 6,5% w kosztach ogółem ze względu na zainstalowanie nowych urządzeń elektrycznych. W wyniku modernizacji sieci i węzłów cieplnych spadł natomiast udział kosztów strat ciepła na przesyle o około 2 punkty procentowe do 7% w kosztach ogółem. Nowym składnikiem kosztów są koszty modernizacji i rozwoju przedsiębiorstwa czyli amortyzacja, gdyż w poprzednim okresie przedsiębiorstwo jako zakład budżetowy nie naliczało żadnych kosztów amortyzacji. Obecnie stanowią one ponad 10% w kosztach ogółem.

Średnia cena ciepła łącznie ze stawką przesyłową zatwierdzona została w nowej taryfie w wysokości 37,03 zł/GJ (przy zastosowaniu biomasy jako paliwa), cena w poprzedniej taryfie ustalona była w wysokości 32,50 zł/GJ (przy zastosowaniu paliwa węglowego). Czynnikiem mającym największy wpływ na wzrost cen w nowej taryfie było naliczenie odpisów umorzeniowych od nowo przyjmowanych środków trwałych. Należy zaznaczyć, iż ze względu na ochronę interesów odbiorców przed nadmiernym wzrostem cen, do kalkulacji cen i stawek opłat przyjęto połowę planowanych kosztów odpisów umorzeniowych, rozkładając wzrost cen z tego tytułu na dwa lata. Ponieważ większość pozostałych kosztów, a szczególnie koszty paliwa są znacznie niższe, to wzrost cen jest mniejszy niż wynika to z wpływu kosztów modernizacji na końcowe ceny dla odbiorców.

Spodziewane korzyści społeczne i ekonomiczne dla odbiorców ciepła i całego miasta to:

- znaczna redukcja emitowanych do atmosfery zanieczyszczeń powstałych podczas spalania miału węglowego – zmiana technologii produkcji ciepła (zastosowanie jako paliwa biomasy),
- podniesienie sprawności wytwarzania ciepła poprzez zastosowanie nowoczesnych urządzeń w ciepłowni a tym samym zmniejszenie kosztów paliwa,
- zmniejszenie strat ciepła na przesyle ze względu na wymianę sieci kanałowych na preizolowane, likwidację grupowego węzła cieplnego i sieci odbiorczej, a tym samym redukcja kosztów przesyłania ciepła,
- ograniczenie kosztów produkcji ciepła,
- racjonalizacja zużycia ciepła na potrzeby własne źródła,
- wykorzystanie zrębków leśnych opałowych zapobiegnie niszczeniu lasów, poprzez wyeliminowanie spalania odpadów na miejscu zrębu wykonywanego również w celu cięć sanitarnych.

Jak z powyższego wynika, realizacja zadania inwestycyjnego była wskazana ze względu na wyjątkowe położenie miasta w stosunku do otaczających kompleksów leśnych. Pozwala na łatwe pozyskanie odpowiedniej ilości paliwa w niewielkiej odległości od ich miejsca przetworzenia na ciepło, co wpływa na redukcję kosztów transportu paliwa. Dzięki możliwości sfinansowania przeważającej części tej inwestycji poprzez dotacje i kredyty preferencyjne uzyskane z różnych funduszy ekologicznych, co znacznie obniżyło koszty finansowe zadania, zrealizowana inwestycja ekologiczna była szansą efektywnej poprawy jakości wytwarzania i przesyłania ciepła dla gminy.

Pomimo, że ciężar koniecznych do wykonania inwestycji oprócz przedsiębiorstwa ponoszą głównie odbiorcy, należy oczekiwać, iż w dłuższym okresie czasu przeprowadzone modernizacje przyniosą również obniżkę cen oraz bezpieczeństwo dostaw ciepła dla odbiorców.

Inne przedsiębiorstwo z województwa lubelskiego wykorzystało do wytwarzania ciepła gaz płynny propan-butan. Oprócz takich zalet jak bardzo wysoka kaloryczność, dobre właściwości palne, gaz płynny posiada takie cechy jak dobre właściwości ekologiczne oraz możliwość transportu i magazynowania wszędzie tam, gdzie nie istnieje sieć gazu ziemnego.

Właśnie ze względu na zalety tego paliwa, a także na brak sieci gazu ziemnego przedsiębiorstwo podjęło decyzję o rozpoczęciu w 1998 roku inwestycji polegającej na wymianie starego węglowego źródła na nowoczesne opalane gazem płynnym. Moc zainstalowana nowego źródła ciepła wynosi 17,7 MW natomiast moc zamówiona przez odbiorców ok. 13,5 MW. Źródło jest w pełni zautomatyzowane osiągając sprawność wytwarzania ciepła w granicach 95%. Ciepło dostarczane do odbiorców wykorzystywane jest do celów centralnego ogrzewania oraz podgrzania wody użytkowej. Są to odbiorcy komunalni oraz użyteczności publicznej. Sprzedaż ciepła dla odbiorców kształtuje się na poziomie 110 tys. GJ.

Po zakończeniu inwestycji i rozpoczęciu eksploatacji okazało się, że cena gazu propan-butan zaczęła rosnąć w szybkim tempie i na koniec roku 2000 wyniosła 1968,04 zł/tonę, co w porównaniu z sierpniem 1999 r. (697,51 zł/tonę) oznaczało prawie trzykrotny wzrost. Znalazło to odbicie we wzroście kosztów wytwarzania ciepła oraz wzroście cen ciepła dla odbiorców o 45,03% w pierwszej taryfie i o 22,25% w drugiej taryfie. W celu pokrycia kosztów działalności prowadzonej przez przedsiębiorstwo w marcu 2000 roku zatwierdzono średnią cenę ciepła łącznie ze stawką opłat za usługi przesyłowe w wysokości 46,03 zł/GJ. Przedsiębiorstwo określiło koszt paliwa w oparciu o aktualną cenę gazu, uznając, że przychody uzyskane w wyniku nowych cen ciepła pokryją koszty działalności. Jednak pomimo tak wysokiej ceny ciepła przedsiębiorstwo w dalszym ciągu powiększało stratę. W kwietniu 2001 roku przedsiębiorstwo wprowadziło kolejną taryfę dla ciepła, podwyższając cenę ciepła do 59,09 zł/GJ. W tej taryfie przedsiębiorstwo określiło koszt paliwa na podstawie ceny obowiązującej na koniec roku kalendarzowego poprzedzającego rok stosowania taryfy.

Koszt paliwa w łącznych kosztach prowadzonej działalności ciepłowniczej stanowił w 2000 roku ponad 80%, a w 2001 roku ponad 72%. Ze względu na bardzo duże wzrosty oraz częste wahania cen paliwa, ustalenie przez przedsiębiorstwo kosztu gazu propan-butan na okres obowiązywania taryfy dla ciepła przysparzało wiele trudności. Cena gazu propan-butan nie jest ceną regulowaną, a jej poziom jest kształtowany przez rynek. Zaplanowanie kosztu paliwa, a w konsekwencji kosztów uzasadnionych, w taki sposób aby przychody uzyskane w wyniku stosowania taryfy pokrywały koszty prowadzonej działalności związanej z zaopatrzeniem w ciepło – co jest podstawowym warunkiem stabilnego funkcjonowania przedsiębiorstwa – a jednocześnie zachowanie zasady ochrony interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen jest sprawą bardzo skomplikowaną.

Zatem na skutek realizacji inwestycji modernizacyjnej przedsiębiorstwo napotykało trudności związane z określeniem wysokości kosztu paliwa w przedsiębiorstwie, kosztu który kształtuje ostatecznie cenę ciepła. Sytuacja zmieniła się dopiero w styczniu 2002 roku, kiedy to zawarto ustalenia z dostawcą paliwa w sprawie dostaw gazu. Jasno określono wysokość ceny gazu oraz formę płatności. Pozwoliło to przedsiębiorstwu energetycznemu zaplanować koszt paliwa dla tego źródła na okres obowiązywania taryfy.

Ciągłe próby określenia ceny paliwa w końcu zakończyły się sukcesem połowicznym, bowiem średnia cena ciepła dla odbiorcy łącznie ze stawką opłat za usługi przesyłowe w wysokości 54,99 zł/GJ jest jedną z najwyższych w Polsce.

Cena ciepła ze źródła w którym spalane jest bardzo drogie paliwo wskazuje więc na negatywne skutki podjętej decyzji o likwidacji źródła węglowego i inwestowaniu w ekologiczne, nowoczesne źródło ciepła. Oznacza to, że przedsiębiorstwo inwestując w takie źródło ciepła całkowicie przeniosło koszty na odbiorców ciepła. Dla porównania średnia wskaźnikowa cena ciepła łącznie ze stawką opłat za usługi przesyłowe w woj. lubelskim z węglowego źródła ciepła wynosi 32,52 zł/GJ.

Kolejnym przykładem przedsiębiorstwa stosującego niekonwencjonalne paliwo jest firma posiadająca koncesję na wytwarzanie ciepła w kotłowni opalanej odpadami meblarskimi.

W procesie wytwarzania mebli powstają znaczne ilości odpadów drewnopochodnych w postaci trocin oraz kawałków płyt wiórowych i pilśniowych. Wystąpiły problemy z ich składowaniem i zagospodarowaniem (utylizacją). W wyniku poszukiwań sposobu ich wykorzystania została podjęta decyzja o budowie kotłowni opalanej wyżej wymienionymi odpadami. Pomimo tego, że produkcja ciepła stanowi tylko 4,3% udziału w ogólnej działalności, firma postanowiła zainwestować w źródło ciepła konkurencyjne w stosunku do źródła już istniejącego i eksploatowanego przez inne przedsiębiorstwo energetyczne, a wykorzystujące miał węglowy i działające na tym terenie.

W wyniku przeprowadzonej inwestycji powstało źródło ciepła stanowiące kotłownię wyposażoną w kocioł wodny typu K9-6500 o mocy zainstalowanej 6,50 MW. Kotłownia ta pracuje na potrzeby wspólnej sieci ciepłowniczej razem z kotłownią węglową, zaopatrując odbiorców w ciepło na cele grzewcze i ciepłą wodę użytkową. Odbiorcy ci dokonują zakupu ciepła w ilości 104 000 GJ, przy mocy zamówionej 3,75 MW. Sprawność kotłowni opalanej odpadami meblarskimi wynosi 80%. Analiza kosztów tego przedsiębiorstwa wykazała, że koszt paliwa stanowi zaledwie 9% kosztów ogółem, podczas gdy w źródłach opalanych węglem średnio kształtuje się w granicach 40-60%. Istotną pozycję w kosztach wytwarzania stanowią natomiast koszty amortyzacji, których udział w strukturze kosztów stanowi 31%, co jest wynikiem przekazywania środków trwałych do eksploatacji i naliczaniem odpisów amortyzacyjnych z tego tytułu. Znaczny również udział w kosztach ogółem stanowią koszty usług obcych – 27% oraz koszty transportu – 23%. Uzasadnieniem dla tego udziału kosztów usług obcych jest to, że przedsiębiorstwo większość robót związanych z obsługą kotłowni zleca obcym wyspecjalizowanym firmom. Natomiast wysoki udział kosztów transportu wynika z tego, że przedsiębiorstwo korzysta również z zaopatrzenia w odpady z innych firm meblarskich uzupełniając w ten sposób zapasy paliwa do produkcji ciepła. Pomimo wysokiego udziału tych kosztów w strukturze kosztów ogółem, nie ma to znaczącego wpływu na wysokość zatwierdzonej ceny ciepła, która wynosi 14,55 zł/GJ. Jest to najniższa cena ciepła na terenie działania oddziału wschodniego.

Dodatkowo opisywane przedsiębiorstwo, zaopatruje w nadwyżki relatywnie taniego ciepła inne przedsiębiorstwo energetyczne (wytwarzające ciepło z paliwa węglowego), które dzięki temu dostarcza swoim odbiorcom ciepło po korzystniejszych cenach pochodzących ze zdywersyfikowanych źródeł ciepła.

Kierunek rozwoju działalności energetycznej analizowanego przedsiębiorstwa został wymuszony coraz większą ilością odpadów w postaci trocin, płyt wiórowych i pilśniowych. W tym przypadku okazało się, że pozyskiwanie ciepła z nietypowego rodzaju paliwa jest szczególnie korzystne dla odbiorców w, i ponadto stanowi dobry przykład wypełniania ustawowego warunku ochrony interesów odbiorców. Należy również zaznaczyć, że przedsiębiorstwo to planuje dalszy rozwój swojej działalności energetycznej poprzez podjęcie działalności w zakresie produkcji ciepła w skojarzeniu z energią elektryczną.

Obserwacje w województwach podlaskim i lubelskim wskazują na rosnące zainteresowanie przedsiębiorstw ciepłowniczych gazem ziemnym jako podstawowym paliwem do wytwarzania ciepła. Z doświadczeń Oddziału Wschodniego wynika, że władze gmin i miast niekiedy pod wpływem opinii społecznej podejmują decyzje o wymianie starych, nieefektywnych kotłowni węglowych w przedsiębiorstwach komunalnych na ekologiczne źródła ciepła. Przykłady takich działań władz znajdują się we wnioskach o zatwierdzenie taryf.

Jedno z przedsiębiorstw posiada dwie kotłownie, w których podstawowym paliwem jest gaz ziemny. Łączna moc zainstalowana w nich to 10,4 MW, zamówiona moc cieplna przez odbiorców – 7,66 MW, sprzedaż ciepła – 55 490,95 GJ. W strukturze kosztów ogółem, koszt paliwa wynosi 68%, a koszty wynagrodzeń wraz z narzutami – 20%. W oddziale uznano, że taka struktura kosztów jest uzasadniona mając na uwadze fakt, że na etapie zatwierdzania taryfy dla ciepła, cena zakupu gazu jaką płaciło przedsiębiorstwo wzrosła o około 40%. Udział kosztów wynagrodzeń w strukturze kosztów nie odbiega od kosztów wynagrodzeń w porównywalnych przedsiębiorstwach ciepłowniczych.

Zamiana źródeł ciepła z węglowych na gazowe pozwoliło przedsiębiorstwu na zmniejszenie zatrudnienia z 13 osób do 6 osób. Miasto modernizując kotłownie zyskało czyste środowisko i stosunkowo łatwe w obsłudze kotły. Mieszkańcy natomiast muszą zapłacić za ciepło średnio o 30% więcej w porównaniu do poprzednich opłat wniesionych przez odbiorców, gdzie podstawowym opałem kotłowni był węgiel. Średnia cena jednoskładnikowa dla końcowego odbiorcy wynosi 39,05 zł/GJ. Poprzednia cena wynosiła 29,86 zł/GJ. Uzasadniony wzrost kosztów wynikał głównie z podwyżki cen gazu ziemnego, co miało również wpływ na znaczny wzrost cen i stawek opłat za ciepło. Dotkliwość podwyżki dla odbiorców dodatkowo potęgował fakt pierwszego od trzech lat wzrostu cen ciepła.

Podjęty przez przedsiębiorstwo proces zamiany źródeł ciepła, poza poprawą parametrów technicznych (sprawności wytwarzania), wpłynął głównie na poprawę ochrony środowiska. Spodziewane efekty ekonomiczne przejawiające się głównie w obniżce kosztów i cen ciepła zależeć będą od taryfy gazowej.

Innym przykładem przedsiębiorstwa wykorzystującego kotłownie inne niż bazujące na miale węglowym jest przedsiębiorstwo eksploatujące kotłownie opalane gazem ziemnym.

Jest to przedsiębiorstwo energetyczne położone na Podlasiu, gdzie większość przedsiębiorstw prowadzących działalność ciepłowniczą ma problem z dotrzymaniem warunków ochrony środowiska z uwagi na sąsiedztwo parku narodowego. Warunek ograniczenia emisji zanieczyszczeń do atmosfery jest jednym z podstawowych warunków dalszej egzystencji zakładu.

Przedsiębiorstwo prowadzi działalność w formie komunalnego zakładu budżetowego, tak więc jego funkcjonowanie jest uzależnione od gminy. Przychody z działalności ciepłowniczej stanowią ponad 90% uzyskiwanych przez przedsiębiorstwo przychodów. Przedsiębiorstwo dostarcza ciepło na potrzeby centralnego ogrzewania i ciepłej wody użytkowej z dwóch źródeł ciepła opalanych gazem ziemnym. Łączna moc zainstalowana wynosi 8,04 MW, z czego odbiorcy zamawiają 7,09 MW. Przedsiębiorstwo sprzedaje ciepło w ilości 37 198 GJ, przy sprawności kotłowni 90%.

W wyniku zmian modernizacyjnych przedsiębiorstwo dokonało likwidacji starych kotłowni węglowych, które poza przekraczaniem emisji zanieczyszczeń do atmosfery i z tym związanymi karami, powodowały znaczne koszty stałe związane z ich eksploatacją. W ich miejsce zbudowano kotłownie gazowe.

Analiza kosztów oraz ich struktury wykazała, że udział paliwa w kosztach ogółem przekracza 83%. Koszty wynagrodzeń wraz z narzutami stanowią ponad 13%. Tak znaczny udział kosztów paliwa jakim jest gaz ziemny oznacza, że na etapie zatwierdzania taryfy podwyżka cen gazu miała znaczący wpływ na poziom kosztów z drugiej strony, że gaz ziemny był paliwem droższym od paliwa węglowego. Wymierne efekty dla przedsiębiorstwa to obniżka kosztów wynagrodzeń o 11% oraz poprawa sprawności wytwarzania. Dla odbiorców ciepła natomiast zmiana paliwa przyniosła korzyści w ochronie środowiska. Cena ciepła jednoczłonowa na wytwarzaniu, skalkulowana w oparciu o koszty planowane związane z nowymi gazowymi źródłami ciepła, wyniosła 35,67 zł/GJ. Zestawiając to z jednoczłonową ceną ciepła ze starych kotłowni węglowych, gdzie cena wynosiła 27,83 zł/GJ, należy stwierdzić, że zmiana rodzaju paliwa spowodowała wzrost cen. Ponadto przedsiębiorstwo przy kalkulacji nowej taryfy dla ciepła uwzględniło wzrost kosztów energii elektrycznej o 13% oraz nowe koszty wcześniej nie uwzględniane, tzn. podatek od nieruchomości.

Inwestycja stwarzała szansę poprawy jakości wytwarzania ciepła dla gminy dzięki sfinansowaniu zmiany źródeł ciepła przez dotacje i kredyty preferencyjne uzyskane z funduszy ekologicznych, co w rezultacie znacznie obniżyło koszty finansowania zadania. Należy dodać, iż przedsiębiorstwo zamierza również uruchomić w jednym źródle obok kotła gazowego kocioł opalany biomasą. Można oczekiwać, że w dłuższym okresie czasu zmiana paliwa z węgla na gaz i biomasę przyniosą również obniżkę cen ciepła.

Przedstawione powyżej przykłady zastosowania do wytwarzania ciepła paliw niekonwencjonalnych oraz gazu ziemnego świadczą dowodzą, że proces likwidacji nieefektywnych źródeł ciepła przebiega konsekwentnie. Z opisanych przypadków zamiany paliwa węglowego na paliwa niekonwencjonalne oraz gaz ziemny wynika jednak także to, że oczekiwane przez odbiorców ciepła natychmiastowe korzyści w postaci niższych cen i stawek opłat są nierealne. Stanie się to możliwe po pełnej modernizacji źródeł ciepła oraz stabilizacji kosztów z tym związanych. Przypadek przedsiębiorstwa, które zrealizowało inwestycję wytwarzającą ciepło, dla którego paliwem jest gaz propan-butan niech posłuży jako przykład inwestycji społecznie i ekonomicznie nieuzasadnionej. We wszystkich przytoczonych przykładach wystąpiły natomiast korzystne zmiany w zakresie ochrony środowiska.


[ Rozdział 3. Ustalanie współczynnika korekcyjnego Xr, eliminowanie subsydiowania skrośnego oraz dostęp strony trzeciej w poznańskim Zachodnim Oddziale Terenowy ] [ Spis treści ] [ Rozdział 3. Regulacja przedsiębiorstwa produkującego ciepło w skojarzeniu z energią elektryczną –wytwórca i dystrybutor w jednej strukturze w łódzkim Środkowozachodnim Oddziale Terenowym ]
Data publikacji : 19.08.2005

Opcje strony