Kolejny rok kryzysu ciepłownictwa i tym razem to nie wina UE

Ciepłownictwo w Polsce przede wszystkim potrzebuje długoterminowej strategii. Nieodpowiednie traktowanie sektora przez rząd i samorządy, a także brak zainteresowania ze strony mediów skutkowały wieloletnim opóźnieniem. Transformacja sektora ciepłownictwa powinna mieć 2 główne filary: inwestycje w infrastrukturę i zmianę modelu biznesowego ciepłowni. Obecny system nie motywuje ciepłowni do podejmowania działań na rzecz zwiększenia efektywności energetycznej, gdyż oznacza to dla przedsiębiorstw spadek przychodów.

Problemy polskiego ciepłownictwa

Mijający 2022 r. nie był dobry dla ciepłownictwa. Oczekiwana stabilizacja sytuacji gospodarczej po kryzysie koronawirusowym nie nastąpiła. Wojna na Ukrainie doprowadziła do wzrostu cen paliw i tymczasowych braków węgla kamiennego w polskich ciepłowniach.

Ciepłownictwo systemowe jest istotnym elementem polskiego systemu energetycznego. Ciepło wyprodukowane w ciepłowniach lub elektrociepłowniach ogrzewa domostwa ok. 15 mln Polaków (40% gospodarstw domowych). Elektrociepłownie są także ważnymi wytwórcami energii elektrycznej. Jeszcze 4 lata temu odpowiadały za 16,5% produkcji energii elektrycznej brutto w Polsce.

Ciepłownie nie generują niskiej emisji zanieczyszczeń, która jest szkodliwa dla zdrowia i stanowi przyczynę smogu. Ciepło z sieci zapewnia ciągłość dostaw ciepła, a systemy ciepłownicze mogą dostarczyć odbiorcom chłód potrzebny podczas coraz bardziej upalnych miesięcy letnich. Ponadto łączna produkcja ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji pozwala oszczędzić paliwo i zmniejszyć emisję zanieczyszczeń do atmosfery. 

Mimo istotności ciepłownictwa systemowego organizacje sektorowe alarmują, że do 2026 r. nakłady inwestycyjne na modernizację w ciepłownictwie będą musiały wynieść od 145 mld do nawet 250 mld zł. Przedsiębiorstwa ciepłownicze same tych wydatków nie udźwigną. Od 3 lat sektor ciepłownictwa osiąga stratę. W 2021 r. wyniosła ona ponad 1,5 mld zł (przy przychodach 23,7 mld zł), w 2020 r. ok. 474 mln zł, a w 2019 r. ok. 543 mln zł. Szok cenowy na rynkach energii nie wróży dobrze wynikom z 2022 r.

Jedną z głównych przyczyn osiągania strat w Polsce jest uzależnienie systemu od węgla. W 2007 r. ponad 78% ciepła systemowego w ciepłowniach koncesjonowanych, tj. o mocy min. 5 MW, pochodziło ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego. Pomimo zdecydowanego spadku produkcji ciepła z węgla kamiennego (z 310 TJ do 278 mln TJ) w latach 2007-2021 jego udział 2 lata temu wciąż wynosił ok. 66%. Z tego też powodu ciepłownictwo odpowiada za ok. 10% emisji dwutlenku węgla w Polsce.

Kosztowne zaostrzanie kursu przez UE

Taka struktura wytwarzania ciepła w Polsce jest sprzeczna z unijną wizją gospodarki z niemalże zerową emisją CO2. Jej realizacji służy polityka klimatyczna UE i szereg istniejących od lat regulacji dostarczających bodźców ekonomicznych i regulacyjnych do modernizacji, w tym system handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS). Każda ilość gazów cieplarnianych wyemitowanych przez ciepłownię zmusza je do zapłaty za te emisje poprzez zakup uprawnień.

W 2020 r. ciepłownie i elektrociepłownie wydały aż 11 mld zł na unijne uprawnienia do emisji (EUA), co stanowiło ponad 1/5 ich przychodów ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej. Według danych Urzędu Regulacji Energetyki w 2021 r. łączny koszt uprawnień zwiększył się dwukrotnie.

Wysoki koszt zakupu uprawnień wynika z wysokiej emisyjności polskiego ciepłownictwa, która zmusza do zakupu coraz droższych uprawnień. W 2020 r. cena wahała się w przedziale 89-124 zł/EUA, a w 2017 r. było to ok. 24 zł/EUA.

System EU ETS to nie tylko zagrożenie dla ciepłowni, ale też szansa. Uprawnienia do emisji sprzedawane są na aukcjach, a przychody trafiają do budżetu państwa. Zgodnie z unijnym prawem co najmniej połowa tych środków musi być wydana przez rząd na działania proklimatyczne. Pieniądze powinny zostać przekazane również na modernizację ciepłownictwa.

Niestety polski rząd ma z tym problemy. Organizacja ClientEarth szacuje, że 3/4 wpływów ze sprzedaży uprawnień z lat 2013-2020 trafiło na cele inne niż działania proklimatyczne. Jest to niebagatelna kwota 2,96 mld euro, której część mogła wesprzeć ciepłownictwo.

To nie koniec wzrostów. Średnia cena uprawnień do emisji w 11 miesiącach 2022 r. wyniosła ok. 370 zł/EUA. Reguły unijnego rynku do emisji CO2 będą zaostrzane na szczeblu unijnym i doprowadzą do jeszcze większego wzrostu cen uprawnień w perspektywie 2030 r. Szacowany koszt to 120-140 euro za tonę CO2. 

Tempo redukcji emisji dla instalacji objętych systemem wzrośnie. Koncesją dla ciepłowni będzie zwiększenie poziomu uprawnień przydzielanych im bezpłatnie.

Dalszych bodźców do transformacji ciepłownictwa dostarcza unijna dyrektywa o efektywności energetycznej. Definiuje ona efektywny system ciepłowniczy jako ten, w którym ciepło lub chłód zostały wyprodukowane co najmniej w połowie z OZE lub ciepła odpadowego, w 75% pochodzi ono z kogeneracji (węglowej lub gazowej) lub w połowie wykorzystuje połączenie wyżej wymienionych energii i ciepła.

Spełnienie definicji nie jest celem samym w sobie. Zgodnie z unijną dyrektywą o promowaniu energii odnawialnej po 2025 r. odbiorcy ciepła będą mogli odłączać się od nieefektywnych systemów ciepłowniczych. Motywować ich do tego mogą tańsze opcje ogrzania domostwa lub ambicje do bycia eko poprzez wykorzystanie kolektorów słonecznych, fotowoltaiki, pomp ciepła czy innych OZE.

Wspomniana dyrektywa wymusza też zwiększanie udziału ciepła z OZE w produkcji ciepła ogółem w horyzoncie do 2030 r. OZE w ciepłownictwie koncesjonowanym stanowi ok. 10% jego miksu energetycznego. Tymczasem sam rząd w projekcie Strategii dla ciepłownictwa wskazuje, że udział ten powinien wynieść niemalże 40% w 2030 r.

Definicja efektywnego systemu ciepłowniczego będzie w przyszłości dalej zaostrzana. Unijny pakiet legislacyjny Fit for 55, mający na celu przyspieszenie osiągania celów klimatycznych, proponuje, by od 2026 r. efektywny system ciepłowniczy opierał się co najmniej w 50% na OZE/cieple odpadowym lub w co najmniej 80% na wysokosprawnej kogeneracji. System cieplny wykorzystujący kogenerację węglową przestanie być uważany za efektywny. Od 2035 r. definicja ta ma zostać okrojona o kogenerację.

W polskich warunkach obecną definicję systemu efektywnego spełniają przede wszystkim elektrociepłownie zasilane gazem ziemnym lub węglem w największych polskich miastach. Jednak raptem kilka procent ze 164 systemów ciepłowniczych w mniejszych miastach spełnia ten warunek. 

Cena ciepła systemowego jest równie ważna, co jego emisyjność. Według analiz instytutu KOBiZE ryzyko odłączania się odbiorców od sieci ciepłowniczej jest realne. To kolejny czynnik ograniczający wielkość przychodów ciepłowni, a zatem także ich możliwości finansowe i sensowność rozbudowy sieci cieplnych.

Co więcej, unijne reguły udzielania pomocy publicznej zezwalają wyłącznie na udzielanie pomocy publicznej albo efektywnym systemom ciepłowniczym, albo na taką modernizację systemu ciepłowniczego, by stał on się efektywny. Zatem system nieefektywny nie otrzyma dofinansowania na budowę sieci. Z każdą kolejną zmianą definicji systemu efektywnego skracana będzie lista możliwych do dofinansowania rodzajów inwestycji, a jednym z pierwszych przegranych – gaz ziemny.

Jest to świadoma polityka Brukseli, której celem jest zahamowanie antropogenicznej zmiany klimatu i zmniejszenie zależności wspólnoty od importu energii z państw trzecich, w szczególności Rosji. Niestety utrudnia ona również inwestycje w systemach ciepłowniczych. Szczególnie dotyka to niewielkich systemów ciepłowniczych będących własnością samorządów i pozbawionych finansowania dostępnego dla dużych grup kapitałowych.

Wadliwy system

To jednak nie polityka unijna była głównym winowajcą tragicznej sytuacji finansowej ciepłowni. Jest nim system taryfowy regulujący wysokość cen ciepła. W prawie niezmienionej postaci funkcjonował on prawie do końca 2021 r., gdy został znowelizowany w celu zwiększenia rentowności ciepłownictwa.

Sposób kalkulacji cen nie motywował do obniżki kosztów produkcji ciepła, a marża na sprzedaży była zbyt niska, by finansować inwestycje. Ceny ciepła odzwierciedlały koszty działalności operacyjnej z ok. dwuletnim opóźnieniem. Taryfy są akceptowane przez URE, który ograniczał wzrosty cen, tłumacząc to interesem jego odbiorców. Natomiast jednostki kogeneracyjne, stosujące uproszczony model określania cen, osiągały notorycznie straty.

Węglowy park maszynowy odziedziczony po epoce PRL-u z czasem został zdegradowany, by następnie być wydrenowanym ze środków finansowych przez system EU ETS i galopujące ceny paliwa. Rząd oferował programy wsparcia przeznaczone dla ciepłownictwa, w szczególności kogeneracji. Nie spełniły one swojego zadania. Funkcjonujący do 2018 r. system certyfikatów był podatny na manipulacje i nie doprowadził do rozwoju kogeneracji. Działający od 2019 r. system premiowy służący wsparciu kogeneracji ma umiarkowaną skuteczność.

Wsparciem miał się okazać system EU ETS. Do 2020 r. udzielano pomocy w formie przyznawania uprawnień do emisji w zamian za inwestycje. Obecnie środki ze sprzedaży uprawnień, które otrzymuje rząd, są udzielane poprzez Fundusz Modernizacyjny. Na efekty trzeba jednak poczekać, gdyż pierwsze programy dla ciepłownictwa uruchomiono w 2022 r. Co więcej, Fundusz Modernizacyjny i środki z budżetu europejskiego są niewystarczające.

Ponadto reguły pomocy publicznej są bardzo rygorystyczne w kwestii udzielania wsparcia przedsiębiorstwom w trudnej sytuacji finansowej. Pomoc publiczna nie pokrywa całości inwestycji, a przedsiębiorstwom osiągającym wieloletnią stratę trudno ubiegać się o finansowanie z banku lub pożyczkę rynkową z NFOŚiGW. Dramatyzm sytuacji widoczny jest na przykładzie ciepłowni w Nowym Targu, w której NFOŚiGW przejął 40% udziałów w zamian za wkład finansowy na jej modernizację.

Co zamiast węgla?

Transformacja sektora ciepłownictwa powinna mieć 2 główne filary: inwestycje w infrastrukturę i zmianę modelu biznesowego ciepłowni. Odchodzenie od węgla w ciepłownictwie nie jest możliwe bez powstawania nowych, nisko- i zeroemisyjnych źródeł ciepła. 

Państwowy think-tank CAKE wskazuje, że najbardziej realnymi opcjami zastępującymi węgiel są elektrociepłownie wykorzystujące gaz ziemny i/lub biogaz oraz biomasę. CAKE zaznacza jednocześnie, że potencjał biogazu w Polsce jest niski.

Kolejne potencjalne źródła stanowią pompy ciepła. Uzupełnieniem cieplnego miksu energetycznego mogą być miejskie źródła ciepła lub ciepło odpadowe (odzysk ciepła ze ścieków, serwerowni czy geotermia). Natomiast wykorzystanie wodoru w ciepłownictwie może być utrudnione ze względu na walkę o ten surowiec między sektorem transportu i przemysłem.

Konieczne będą również inwestycje w modernizację sieci ciepłowniczej. Będą one polegać nie tylko na zmniejszaniu strat ciepła, ale też na zmianie ich technologii. Obecnie większość sieci ciepłowniczych zostało wymienionych na sieci preizolowane o mniejszych stratach ciepła i mniej awaryjnych niż tradycyjne sieci kanałowe. Mimo to od lat ok. 12% wyprodukowanego przez zakłady ciepła tracone jest podczas przesyłu. Dalsze inwestycje polegać będą na budowie nowych odcinków sieci i zwiększaniu jej efektywności energetycznej.

Zgodnie z obowiązującą polityką energetyczną Polski do 2040 r. rząd planuje przyłączenie do sieci ciepłowniczej 1,5 mln nowych odbiorców. Będzie to ogromne wyzwanie. 

Szacuje się, że powstałe w Polsce po 2009 r. budynki zużywają na potrzeby ogrzewania przestrzeni i wody ok. 290 kWh/m2/r. Obowiązująca obecnie norma dla nowych budynków wynosi 65-75 kWh/m2/r. Ponadto w obliczu kryzysu energetycznego Komisja Europejska planuje wprowadzenie od 2030 r. ogólnounijnego obowiązku budowy tylko w standardzie zeroemisyjnym.

Z racji konstrukcji zapewniającej minimalizację zapotrzebowania na ciepło budynki te nie potrzebują do ogrzania wody z sieci o temperaturze 80-100 stopni Celsjusza. Tak gorącą wodę dostarczają obecne sieci. Nowoczesne budynki są w stanie współpracować z siecią dostarczającą wodę o temperaturze niższej o kilkanaście-kilkadziesiąt stopni. Konieczne będzie wypracowanie rozwiązań technicznych na integrację istniejących sieci ciepłowniczych z nowymi.

Konieczne jest również redukowanie zużycia ciepła przez odbiorców, np. przez termomodernizację budynków czy zmniejszenie temperatury ogrzewania. Analizy wykonane m.in. na przykładzie Niemiec pokazują, że transformacja polegająca na szerokim zastosowaniu efektywności energetycznej jest najbardziej atrakcyjna cenowo. Wdrażanie OZE i efektywność energetyczna są też sposobami na zwiększenie bezpieczeństwa systemów ciepłowniczych w świetle zaburzeń na rynkach konwencjonalnych surowców energetycznych.

Drugim filarem transformacji ciepłownictwa jest zmiana modelu biznesowego. Obecnie przedsiębiorstwa ciepłownicze wynagradzane są za sprzedaż ciepła. Nie motywuje ich to do podejmowania działań na rzecz zwiększenia efektywności energetycznej ze względu na możliwy spadek przychodów. Taki model wynagradzania nie przygotowuje na cieplejsze zimy i ograniczanie zużycia ciepła przez odbiorców.

Komfort cieplny u odbiorców, przychody z tytułu rynku mocy (za gotowość do produkcji energii elektrycznej) lub opłaty za przeprowadzenie inwestycji skutkującej spadkiem zużycia ciepła przez odbiorców mogą zapewnić ciepłowniom przychody. Koncepcję przeznaczonego dla Polsce modelu biznesowego ciepłowni przedstawiło wyczerpująco Forum Energii. 

***

Ciepłownictwo w Polsce przede wszystkim potrzebuje długoterminowej strategii. Traktowanie sektora przez rząd, samorządy i brak zainteresowania ze strony mediów poskutkowały wieloletnim zapóźnieniem.

Wiosną 2022 r. Ministerstwo Klimatu i Środowiska przekazało do konsultacji publicznych projekt długoterminowej strategii. Zakłada on przede wszystkim przyłączenie nowych odbiorców do sieci ciepłowniczej i budowę gazowych źródeł ciepła. Dokument miał być przyjęty pod koniec ubiegłego roku. Ministerstwo nie odpowiedziało na mailowe pytania o jego los. Zmianie w harmonogramie prac rządu uległ tylko termin (na koniec 2023 r.) publikacji finalnej wersji dokumentu.