Zima jest w tym roku ciepła, ale potrzeby inwestycyjne w polskim ciepłownictwie są wręcz palące. 558 mld zł — na tyle think tank Polski Instytut Ekonomiczny (PIE) w najnowszym raporcie szacuje koszty transformacji sektora w nadchodzącej dekadzie. Według innego think tanku, Forum Energii (FE), na modernizację systemowego ciepłownictwa do 2030 r. potrzeba 13-14 mld zł. Firmy, w które w ubiegłym roku mocno uderzyły unijne podwyżki opłat za emisję, potrzebują pieniędzy głównie na dekarbonizację. Z danych FE wynika, że 87,5 proc. (463 z 529) ciepłowni sieciowych w Polsce jest nieefektywne.
„Muszą to zmienić, jeżeli chcą w przyszłości zachować dostęp do pomocy publicznej i nadal dostarczać Polakom ciepło w rozsądnej cenie” — ocenia Forum Energii w jednym z raportów.
Rosną koszty…
— Poza dyrektywą IED, która już teraz narzuca nowe wymogi, wyznaczono terminy kolejnego zaostrzenia limitów emisyjności dla elektrociepłowni. Dla dużych jednostek, m.in. zasilających Warszawę, Lublin i Gdańsk, nastąpi to w sierpniu 2021 r., dla mniejszych — trzy lata później. W drugim przypadku chodzi o źródła o mocy do 50 MWt, czyli mniej więcej takie, jakie zasilają małe i średnie miasta gminne oraz powiatowe — mówi Michał Hetmański, analityk ds. energii i współzałożyciel Fundacji Instrat.
Jego zdaniem większość dużych ciepłowni jest przygotowana do zmian. Spośród setek mniejszych tylko nieliczne planują inwestycje w poprawę standardów ekologicznych.
— Najwyższy czas zacząć modernizację. Wiele ciepłowni odkłada to jednak na ostatnią chwilę, licząc, że skorzysta z tzw. derogacji, czyli zwolnienie z nowych wymagań, które można uzyskać na 3-10 lat — mówi Michał Hetmański. Polskie ciepłownictwo uważa za tykającą bombę.
— Wiele lokalnych ciepłowni to spółki komunalne, które nie mają pieniędzy nawet na wkład własny w inwestycję, który w przypadku modernizacji małej miejskiej ciepłowni lub elektrociepłowni powinien wynosić kilka do kilkunastu milionów złotych. Większość gmin nie ma na to pieniędzy. Tymczasem okres bezzwrotnych dotacji chyli się ku końcowi, a kredyt z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej [NFOŚiGW — red.] nie załatwi sprawy — uważa ekspert z Instratu.
NFOŚiGW, podlegający Ministerstwu Klimatu, przyznał w styczniu prawie 304 mln zł dotacji na inwestycje w wysokosprawną kogenerację opartą na biogazie i gazie. Całkowity koszt przedsięwzięć, prowadzonych m.in. przez komunalne ciepłownie, to 816 mln zł.
— Na razie jest jeszcze sporo dotacji do wzięcia, ale w kolejnej unijnej perspektywie finansowej grantów prawie nie będzie, można będzie liczyć najwyżej na pożyczki z możliwością umorzenia — mówi Michał Hetmański.
Podkreśla, że bez sektora prywatnego samorządy, do których należy większość lokalnych ciepłowni, sobie nie poradzą.
Jednocześnie opłaty za emisję będą prawdopodobnie nadal rosnąć, co dodatkowo zwiększy koszty ponoszone przez spółki ciepłownicze.
— Ze względu na ryzyko regulacyjne i polityczne nie da się przewidzieć, o ile wzrosną ceny uprawnień do emisji CO 2, ale wraz z zaostrzaniem się unijnej polityki klimatycznej należy liczyć się z kolejnymi wysokimi podwyżkami — uważa analityk.
…muszą wzrosnąć ceny
O tykającej bombie mówi też Jacek Szymczak, prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie (IGCP).
— Dzisiaj rentowność w polskim sektorze ciepłownictwa systemowego jest bardzo niska, a przy tym wskaźnik płynności jest znacznie poniżej poziomu bezpieczeństwa. To nie daje dużego pola manewru do planowania nowych inwestycji, które przecież zdrowe przedsiębiorstwa powinny finansować z zysków. Tymczasem modernizacja źródeł ciepła, opartych w Polsce głównie na węglu, i inwestycje w OZE już teraz są bardzo potrzebne. Wynika to z unijnych celów i wzrostu opłat z emisję CO 2, które są ogromnym obciążeniem dla branży, podobnie jak ostatnie wahania cen na rynku paliw — mówi Jacek Szymczak.
Szacuje, że w związku z inwestycjami wzrost kosztów dla ciepłowni wyniesie w najbliższych latach 40 proc. Jego zdaniem w tych okolicznościach taryfy opłat za ciepło też muszą wzrosnąć, podobnie jak niedawno ceny prądu i odbioru odpadów.
— Nie musi się to odbić na portfelu Kowalskiego, bo w każdym sezonie grzewczym widać spadek zapotrzebowania na energię cieplną, a przy zmieniającym się klimacie zapotrzebowanie będzie jeszcze bardziej spadać. Poza tym wzrost stawek nie będzie tak odczuwalny z uwagi na postępującą termomodernizację i zaliczkowy system rozliczania ciepła przez administratorów budynków mieszkalnych — przewiduje Jacek Szymczak. Podkreśla, że jeśli nie zmieni się mechanizm przenoszenia kosztów emisji CO 2 na taryfy, coraz więcej ciepłowni będzie miało problemy z płynnością. — Na razie odbywa się to kosztem przedsiębiorstw ciepłowniczych — mówi szef IGCP.
172 tys. MW Tyle, według PIE, wynosi moc cieplna kotłów i pieców w ciepłownictwie (cztery razy więcej niż moc elektryczna krajowej energetyki)…
983 PJ …a takie jest zużycie ciepła w Polsce, z czego 236 PJ to ciepło systemowe.
OKIEM EKSPERTA
Nadzieja w OZE
PIOTR ZACHARSKI, ekspert Instytutu Ochrony Środowiska — Państwowego Instytutu Badawczego
Mając na uwadze obecny stan ciepłownictwa (75 proc. bazuje na przestarzałych piecach węglowych), zasadne wydaje się wprowadzanie zróżnicowanych technologii OZE. Aby mówić o efektywnych systemach ciepłowniczych, udział źródeł odnawialnych w wytwarzaniu ciepła powinien przekraczać 50 proc. Powinny one bazować na różnych zasobach i technologiach. Oprócz konwersji biomasy na cele energetyczne nowoczesne systemy powinny opierać się na technikach całkowicie bezemisyjnych — energii słonecznej, pompach ciepła, zasobach geotermalnych lub silnikach na biogaz. Ponadto ważnym elementem nowoczesnych systemów ciepłowniczych powinny być magazyny ciepła. Polska ma olbrzymi potencjał w zakresie rozwoju produkcji ciepła ze źródeł odnawialnych — zarówno w koncesjonowanych przedsiębiorstwach ciepłowniczych, jak i ciepłownictwie rozproszonym w spółdzielniach i wspólnotach mieszkaniowych.
Odpady i biomasa
W branży ciepłowniczej widać inwestycyjne poruszenie — głównie w większych miastach. W warszawskiej elektrociepłowni na Żeraniu powstaje blok gazowo-parowy, który ma zastąpić wyeksploatowane kotły węglowe. W Olsztynie planowana jest inwestycja za 2,8 mld zł po tym, jak spółka Michelin ogłosiła, że wycofuje się z prowadzenia tam ciepłowni węglowej. W listopadzie miasto podpisało umowę PPP z prywatną firmą Dobra Energia dla Olsztyna, która zbuduje nową elektrociepłownię opalaną głównie odpadami, a częściowo węglem, paliwem odnawialnym i gazem. W styczniu Miejskie Przedsiębiorstwo Energii Cieplnej w Nowym Sączu rozpoczęło budowę ciepłowni opalanej głównie biomasą. Do końca 2020 r. samorząd wyda na tę inwestycję ponad 14,5 mln zł.
Widmo chłodu zagląda w oczy samorządom
Klimat staje się cieplejszy, ale zimą nadal potrzebujemy ogrzewania. Coraz częściej jednak w lokalnej Polsce słychać o problemach branży.
W Andrychowie, małej gminie w Małopolsce, po koniec lata infrastrukturę bankrutującej prywatnej elektrociepłowni należącej do grupy BD-2 przejęła spółka komunalna. Elektrociepłownia upadła, ponieważ nie udźwignęła kosztów inwestycji w kogenerację i wieloletnich opłat za emisję CO2. Z nieoficjalnych informacji wynika, że jej długi sięgały 90 mln zł.
— Nagle okazało się, że mamy kryzys, bo prywatna spółka, jeszcze kilka lat temu stawiana za wzór w branży, nie dostarcza już ani prądu, ani ciepła — mówił we wrześniu w rozmowie z „PB” Tomasz Żak, burmistrz Andrychowa.
Latem, żeby zdążyć przed zimą, rada miasta zdecydowała o powołaniu spółki komunalnej, która wydzierżawiła infrastrukturę na terenie elektrociepłowni i wystąpiła do Urzędu Regulacji Energetyki (URE) o koncesję na sprzedaż i dystrybucję energii elektrycznej i ciepła. Teraz musi zainwestować ok. 2,5-3,5 mln zł w nowe piece gazowe.
— Nie mamy wyjścia, musimy zrezygnować z paliw stałych. Gdybyśmy zaczęli teraz używać starych pieców na węgiel, nie udźwignęlibyśmy kosztów opłat za emisję. W dodatku musielibyśmy uiścić opłaty, których, jak się okazuje, nikt nie odprowadzał przez lata, tj. pokryć kwotę ok. 16 mln zł. Dobrze, że zima jest łagodna. Gdyby temperatury spadły, nie bylibyśmy w stanie pokryć zapotrzebowania miasta na ciepło — mówi Tomasz Żak. Samorząd chce też przejąć sieć dystrybucyjną energii cieplnej i prądu.
— Ta kwestia jest jeszcze w zawieszeniu, bo nie ma ostatecznej decyzji o sprzedaży i cenie. Szacujemy, że może to nas kosztować nawet kilkadziesiąt milionówzłotych. Dochodzą koszty nieruchomości i nowych źródeł ciepła. Bez wsparcia państwa nasz budżet tego nie udźwignie — mówi Tomasz Żak.
Zagrożone są dostawy ciepła dla Elbląga, o czym niedawno pisaliśmy w „PB”. Należąca do grupy Energa elektrociepłownia od przyszłego sezonu nie będzie w stanie zaspokoić zapotrzebowania miasta, bo w połowie roku jej kotły przestaną spełniać unijne normy (w związku z tzw. dyrektywą IED, która wprowadza standardy emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłów z obiektów energetycznego spalania). Od 2014 r. spółka zainwestowała tylko w blok na biomasę, który dzisiaj zasila lokalny browar. Nie podjęła decyzji o modernizacji kotłów na węgiel, bo — jak twierdzi — nie może dogadać się ze spółką komunalną Elbląskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej i samorządem w sprawie lokalnej strategii rozwoju ciepłownictwa. Miasto twierdzi, że spółka zastrzegła, iż nie zmodernizuje kotłów węglowych, jeśli samorząd nie zapewni jej 30-letniej umowy na odbiór energii, która zapewniłaby zwrot z inwestycji (spółka nie potwierdza, że padała taka propozycja). Samorząd Elbląga rozważa rozwój własnych źródeł ciepła (jak twierdzi, miałyby one być alternatywą dla niepewnych dostaw ciepła od Energii) i uważa, że warunki umowy, którą w toku negocjacji zaproponowała spółka, pozwoliłaby „zmonopolizować lokalny rynek i zablokowały dalszy rozwój OZE w gminie”. [AR]