Sezon grzewczy zapowiada się gorąco. Podwyżki coraz bardziej realne

Wysokość podwyżek może złagodzić rządowe wsparcie inwestycji w kogenerację. Chodzi o dofinansowanie z publicznych środków takich instalacji, które zakładają jednoczesną produkcję energii elektrycznej i energii cieplnej z tej samej ilości paliwa. W efekcie ciepło produkowane w kogeneracji jest tańsze niż przy innych, starszych technologiach. W tym roku kończy się jednak stary – w dodatku nieefektywny – system wsparcia. Dlatego rząd przygotował nowy model. Problem w tym, że ponieważ zakłada on dofinansowanie ze środków publicznych, musimy dostać na niego zielone światło z Brukseli. Dziś branża jak kania dżdżu łaknie efektów negocjacji z Komisją Europejską – ostatnia tura miała miejsce w ubiegłym tygodniu. Wiceminister energii w rozmowie z DGP zapowiada, że nowa wersja projektu już wkrótce zostanie skierowana do kolejnej tury uzgodnień międzyresortowych. ©℗

Joanna Pieńczykowska

joanna.pienczykowska@infor.pl

 

Producenci w sieci rosnących kosztów

Rosnące ceny węgla i gazu, drastyczne zwyżki cen uprawnień do emisji CO2 oraz konieczność dostosowania sektora ciepłowniczego do rygorystycznych wymogów środowiskowych narzuconych przez UE to główne problemy, z jakimi boryka się branża ciepłownicza. W przyszłym roku podwyżki rachunków za ciepło systemowe wydają się nieuniknione. Ich wysokość może złagodzić jedynie ustawa o wsparciu kongeneracji. O ile zgodzi się na nią Komisja Europejska

Ciepłownictwo nie bez przyczyny jest nazywane w Polsce ubogim krewnym energetyki. I nie chodzi tutaj tylko o jego sytua cję finansową (choć ta na pewno mogłaby być lepsza). Branża ta znajduje się bowiem w cieniu swej kuzynki. Jeśli bowiem słyszymy, że podrożał węgiel czy gaz, to w pierwszej kolejności eksponowane są problemy dużej energetyki (z węgla produkujemy wciąż ponad 80 proc. energii elektrycznej w Polsce) i od razu zastanawiamy się, o ile więcej zapłacimy za prąd. Podobnie dzieje się, gdy słyszymy o drożejących uprawnieniach do emisji dwutlenku węgla (CO2). Powszechnie wiadomo, że elektrownie mają określone przydziały darmowej emisji, a za resztę muszą płacić. Sęk w tym, że dokładnie z takimi samymi problemami muszą się mierzyć ciepłownicy. Jednak oni mają bardziej pod górkę. Instalacje (ciepłownie lub elektrociepłownie) są bardziej rozproszone niż elektrownie, jest ich znacznie więcej, inna jest też ich struktura właścicielska. O ile bowiem energetyka jest kontrolowana przede wszystkim przez Skarb Państwa, o tyle w przypadku ciepłownictwa mamy do czynienia zarówno z kapitałem prywatnym (np. Fortum czy Veolia), jak i zakładami podlegającymi samorządom (np. ECO Opole, gdzie gmina Opole ma ponad 53 proc. akcji, reszta należy do niemieckiego koncernu E.ON) czy Skarbowi Państwa (wśród tych ostatnich podmiotów na pewno wymienić trzeba m.in. PGE Energię Ciepła, Tauron Ciepło czy PGNiG Termikę).

Uprawnienia do emisji CO2 już za 25 euro za tonę

Największym problemem dla branży ciepłowniczej – podobnie jak dla energetyki – są przede wszystkim szybujące koszty związane z produkcją ciepła. I tak cena węgla kamiennego, czyli najpopularniejszego paliwa dla sektora ciepłowniczego, podskoczyła w ciągu roku aż o 30 proc. Z kolei prawa do emisji CO2 są obecnie aż o 3,4 raza droższe niż w 2017 r.: w ostatnich tygodniach przekroczyły poziom 25 euro. Według brytyjskiej organizacji analitycznej Carbon Tracker w ciągu najbliższych pięciu lat mogą wynieść średnio 35–40 euro za tonę. Przy czym okresowo – jak przewidują analitycy tej organizacji – mogą wzrosnąć do 50 euro (takie ceny mają się pojawić w zimach 2020/2021 i 2021/2022). A to głównie dlatego, że na rynku będzie dostępnych mniej uprawnień. Związane jest to m.in. z rewizją europejskiego systemu handlu emisjami gazów cieplarnianych (EU ETS), zgodnie z którą darmowych uprawnień ma być mniej, przez co mają być droższe. To z kolei ma motywować państwa unijne do przechodzenia na niskoemisyjne źródła energii, także cieplnej. „Być może takie prognozy wydadzą się niektórym szokujące. Trzeba pamiętać, że EU ETS jest w ostatecznym rozrachunku konstrukcją polityczną. Naszym zdaniem, jeżeli ceny przekroczą 50 euro za tonę – przez ponad kilka miesięcy w dowolnym momencie w ciągu najbliższych dwóch-trzech lat, prawdopodobnie doprowadzi to do presji na środki kompensacyjne, zwłaszcza ze strony krajów Europy Wschodniej” – zauważa Mark Lewis z Carbon Tracker.

Nieuniknione zmiany w taryfach?

Efekt? Już dziś eksperci przyznają, że rosnące koszty po raz kolejny negatywnie przekładają się na wyniki sektora. Z danych Urzędu Regulacji Energetyki wynika, że już w 2017 r. zanotowano wzrost zarówno przychodów, jak i kosztów sektora ciepłowniczego odpowiednio o 1,6 proc. i o 4,9 proc. w stosunku do roku ubiegłego. Oznacza to spadek rentowności firm dostarczających ciepło, które wszak stanowią kluczowy element rządowej strategii walki ze smogiem, która to z kolei jest częścią rządowego programu „Czyste powietrze”.

Przychody rosną bowiem wolniej od kosztów produkcji – co jest m.in. związane z obecnymi regulacjami prawnymi i polityką URE (ciepłownictwo jest regulowane).

Ciepłownicy skarżą się, że obecna cena ciepła nie nadąża za sytuacją rynkową. Ceny zatwierdza bowiem prezes URE po złożeniu wniosku przez konkretną firmę, przy czym za każdym razem starannie ten wniosek weryfikuje. Zdaniem Krzysztofa Rodaka, prezesa Miejskiego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej SA w Tarnowie (dalej: MPEC Tarnów), dotychczasowe regulacje prawne oraz stosowane przez URE praktyki doprowadziły do sytuacji, w której mechanizm ustalania cen nie odzwierciedla występującej na rynku dynamiki zmian cen paliw, kosztów emisji, jak również innych kosztów funkcjonowania przedsiębiorstw ciepłowniczych.

Podobnie uważa Andrzej Goździkowski, dyrektor ds. operacyjnych Energetyki Cieplnej Opolszczyzny. – Obecny skok cen uprawnień do emisji CO2 i inne czynniki przekładają się na wzrost kosztów wytworzenia ciepła o ok. 7 proc. Tymczasem zgodnie z wytycznymi prezesa URE oczekiwany wzrost cen ciepła w taryfach zatwierdzanych w 2018 r. określono jedynie na 3,19 proc. Wytyczne te w zakresie oczekiwanego wskaźnika wzrostu cen ciepła nie uwzględniają jednak wzrostu cen uprawnień do emisji CO2 oraz rzeczywistego wzrostu cen węgla, które – jako czynniki niezależne od przedsiębiorstw ciepłowniczych – powinny być w pełni przeniesione w cenę ciepła.

Małgorzata Niestępska, prezes PEC Ciechanów, dodaje, że problemem jest np. to, że w modelu taryfowym, zgodnie z wytycznymi URE, przy wyliczaniu kosztu emisji CO2 należy uwzględnić cenę uprawnień określoną jako średnią arytmetyczną z ostatnich 120 notowań giełdowych EUA, co w praktyce oznacza, że ta średnia dotyczy około pięciu miesięcy poprzedzających decyzję. – W związku z bardzo dużą zmiennością rynku emisji CO2 prowadzi to do niedoszacowania emisji i związanych z tym kosztów prowadzenia działalności – uważa Niestępska.

– W praktyce oznacza to, że przedsiębiorstwa ciepłownicze ponoszą dużo wyższe koszty funkcjonowania, niemające odzwierciedlenia w zatwierdzanych taryfach – konkluduje Krzysztof Rodak.

URE zalane wnioskami

Sytuacja ciepłowników jest więc poważna. Dlatego – jak przyznają – obecnie składają do URE wnioski o podwyżki w 2019 r. Ciepłownicy nieco inaczej niż energetycy, wnioski taryfowe do zatwierdzenia przez Urząd Regulacji Energetyki przedkładają nie jednocześnie – jesienią, ale w różnych momentach roku.

Przy czym, jak zauważa Jacek Szymczak, prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie, większość przedsiębiorstw składa wnioski, które oznaczają rachunki dla odbiorców ciepła wyższe o kilka procent. Ale zdarzają się także propozycje podwyżek kilkunastoprocentowych. – Ale jeśli podwyżek nie będzie, skumulują się za rok i będą niebezpieczne również dla mieszkańców – dodaje prezes Jacek Szymczak (patrz: rozmowa).

Sygnały płynące z URE wskazują, że zgoda na podwyżki będzie, choć na pewno nie w takiej skali, jak chciałaby branża. Czyli w jakiej? Tego na razie nie wiadomo. Wielu producentów ciepła nie ma bowiem faktycznie ostatecznych kontraktów na przyszły rok, choć sezon grzewczy już się zbliża. – W przypadku ciepła udział węgla to 50 proc. kosztów. I trzeba uwzględniać te wzrosty. Tyle że z moich obserwacji wynika, że planowane przez ciepłowników wysokie podwyżki nie są usprawiedliwione – mówił w niedawnym wywiadzie dla DGP Maciej Bando, prezes URE.

WAŻNE Spełnienie wymogów środowiskowych, walka o wsparcie dla kogeneracji, poprawa rentowności, miliardowe inwestycje, a wszystko to, by walczyć ze smogiem – to zdaniem przedstawicieli branży ciepłowniczej najważniejsze wyzwania, które stoją przed tym sektorem w Polsce. I wszystkie skumulowały się w jednym czasie. Mało sprzyjającym.

Dla odbiorców podwyżka taryf oznacza zmianę trendu z ostatnich dwóch lat, kiedy to ceny ciepła z reguły spadały. A w każdym razie średnie ceny w kraju: z raportu URE wynika, że w 2017 r. średnia cena ciepła sprzedawanego ze wszystkich koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło wyniosła 37,86 zł/GJ i była niższa o 1,1 proc. niż w 2016 r. Rok wcześniej spadek wyniósł 0,9 proc.

Przygotowują klientów

Ciepłownicy już dziś starają się przygotować do podwyżek swoich klientów. Dwa tygodnie temu podczas dorocznego Forum Ciepłowników w Międzyzdrojach PGE Energia Ciepła zdradziła, że przeprowadziła badania wśród klientów i uznali oni, że są w stanie płacić więcej za usługę, jeśli będą mieć czyste powietrze i bezpieczeństwo energetyczne. Chodzi o to, że odbiorcy zrozumieli, że wzrost cen energii jest nieunikniony, zarazem jest ważne, by nie był skokowy.

Sektor potrzebuje modernizacji

W najbliższych latach palącą potrzebą są inwestycje, które wiążą się z koniecznością modernizacji sektora, a także dostosowania go do rygorystycznych wymogów środowiskowych narzuconych przez UE. To również może odbić się na skali podwyżek

Kolejny problem, z jakim musi mierzyć się branża, to konieczność modernizacji. Polskie instalacje do produkcji ciepła powstawały w bardzo różnych czasach. Część z nich jest bardzo nowoczesna, jak choćby najnowsza elektrociepłownia Fortum w Zabrzu, blok gazowo-parowy, który PGE wybudowała z Siemensem w Gorzowie Wielkopolskim (dzięki tej inwestycji wraz z rozbudową sieci ciepłowniczej zlikwidowano 3 tys. pieców do indywidualnego ogrzewania, które powodują znacznie więcej zanieczyszczeń), czy modernizowane elektrociepłownie warszawskie należące do PGNiG Termika (spółka buduje na Żeraniu nowy blok gazowy o wysokiej sprawności, który zastąpi dotychczasowe stare kotły gazowe).

Jednak wiele ciepłowni to małe i wciąż przestarzałe jednostki. Dla nich np. inwestycja w drogie instalacje odsiarczania węgla jest nieosiągalna ze względu na koszty. W efekcie muszą kupować stosunkowo drogi węgiel niskosiarkowy, którego w Polsce brakuje.

Wymogi środowiskowe

Dla ciepłownictwa to już ostatni dzwonek, by dostosować się do nałożonych na nie wymogów środowiskowych. 17 sierpnia 2017 r. w Dzienniku Urzędowym UE opublikowane zostały tzw. konkluzje BAT (best available technologies – najlepsze dostępne technologie) do dyrektywy IED (o emisjach przemysłowych). W ciepłownictwie nowe wymogi – dotyczą instalacji powyżej 15 MW –wprowadzają m.in. ciągły monitoring pyłów, tlenków siarki i azotów, a także okresowe kontrole okresowe, np. metali ciężkich. Duże zakłady przemysłowe dostały cztery lata na dostosowanie się do nowego prawa. W ciepłownictwie widać to już też we wzroście kosztów o ok. 1 mld zł w roku 2017 w porównaniu z rokiem 2016.

WAŻNE W projektowanej ustawie o wsparciu kogeneracji rząd przewidział m.in. mechanizmy sprzyjające rozwojowi nowoczesnych, wysokoefektywnych instalacji w sektorze małych i średnich przedsiębiorstw, a także w sektorze komunalnym (w tym m.in. na potrzeby budynków użyteczności publicznej).

Z kolei mniejsze zakłady muszą dostosować się do dyrektywy MCP, która wprowadza ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania (czyli właśnie MCP). Obejmuje ona instalacje spalania paliw o mocy od 1 do 50 MW. A to ok. 54 proc. instalacji w Polsce, jeśli patrzymy na dane URE z ubiegłego roku.

Rząd musi pomóc

Ciepłownicy i eksperci nie kryją: w związku ze znaczeniem przemysłu ciepłowniczego dla walki ze smogiem i koniecznością wpisania się Polski w rozwiązania przyjęte w unijnym „pakiecie zimowym” (szykowane obecnie nowe dyrektywy unijne bardzo mocno obok EU ETS ograniczające emisję CO2) niezbędne wydaje się uruchomienie przez rząd środków zaradczych, wzmacniających rentowność branży. Co oznacza zarówno konieczność przyjęcia nowych rozwiązań prawnych, jak i wsparcie finansowe. Przy czym zdaniem ciepłowników kluczowe będzie jak najszybsze wprowadzenie nowego modelu regulacji (sposobu i praktyki zatwierdzania taryf ciepłowniczych), który będzie odzwierciedlał aktualną sytuację rynkową i pozwoli na realizacji inwestycji, a w konsekwencji przyczyni się do skutecznej walki ze smogiem. Ale to nie wszystko.

Potrzebne jest również wsparcie dla inwestycji, które pozwolą branży przestawić się na nowe tory. Mowa przede wszystkim o wsparciu kogeneracji.

Jak rząd chce wspierać branżę

Mechanizm wsparcia proponowany przez rząd w projekcie ustawy o kogeneracji zakłada stworzenie odrębnych uregulowań dla:

• nowych jednostek kogeneracji. W ich przypadku mechanizm ten będzie się opierał na modelu aukcyjnym. W proponowanym rozwiązaniu każdy z inwestorów będzie przedstawiać jedną ofertę w ramach aukcji. Wygrywać będą oferty o najniższych cenach ofertowych (jednostkowy koszt wytworzenia energii elektrycznej). Restort energii argumentuje, że wprowadzenie aukcji rozliczanych według ceny ofertowej („pay as bid”) promuje wyłącznie najbardziej efektywne technologie oraz lokalizacje, przy jednoczesnej minimalizacji kosztów funkcjonowania systemu. W ocenie rządu system aukcyjny spełnia oczekiwania zmierzające do minimalizacji kosztów wsparcia rozwoju kogeneracji – przenoszonych na odbiorców końcowych – dzięki wprowadzeniu mechanizmów wymuszających konkurencję. Formuła przetargowa premiuje technologie i lokalizacje, gdzie wytwarzanie energii elektrycznej w kogeneracji jest najbardziej efektywne ekonomicznie i przynosi największe efekty ekologiczne. W przypadku nowych inwestycji istotne jest wprowadzenie efektu zachęty dla inwestorów przy zachowaniu konkurencyjności mechanizmu alokacji środków systemu wsparcia.

• istniejących jednostek kogeneracji. Zakłada wsparcie dla wszystkich istniejących instalacji. Przy czym jego wysokość będzie odpowiadała luce finansowej pomiędzy kosztami wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach kogeneracji a rynkową ceną energii. Rząd argumentuje, że takie rozwiązanie – w odróżnieniu od zaproponowanego modelu aukcyjnego dla nowych instalacji – lepiej odpowiada potrzebom istniejących instalacji, które dla utrzymania produkcji energii elektrycznej na dotychczasowym poziomie wymagają stosownej pomocy. Wyeliminowane zostaje ryzyko, że istniejąca jednostka nie wygra aukcji, a tym samym nie będzie mogła utrzymać dotychczasowej produkcji. Wysokość premii kierowanej do istniejących instalacji wysokosprawnej kogeneracji określana będzie corocznie w formie rozporządzenia. Aby mieć pewność, że wysokość premii jest optymalnie dostosowana do pokrycia luki finansowej pomiędzy kosztami wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach wysokosprawnej kogeneracji a ceną rynkową energii, wysokość premii będzie ustalana w oparciu o rzeczywiste dane rynkowe. Jednocześnie dopuszcza się możliwość określania wysokości premii na poziomie 0 zł/MWh, co będzie oznaczać, że w danym roku warunki rynkowe umożliwiają instalacjom wysokosprawnej kogeneracji funkcjonowanie bez konieczności wsparcia.

• instalacji o mocy do 1 MW. Dla instalacji najmniejszych o mocy elektrycznej poniżej 1 MW proponowany jest inny mechanizm. Ma on polegać na zagwarantowaniu stałej premii do ceny energii elektrycznej („feed in premium”) o z góry określonej wartości. Umożliwi to rozwój najmniejszych instalacji – poprzez zapewnienie wystarczających środków finansowych na ich funkcjonowanie bez barier administracyjnych. Celem jest rozwój instalacji wysokosprawnej kogeneracji szczególnie w sektorze małych i średnich przedsiębiorstw, a także w sektorze komunalnym (w tym m.in. na potrzeby budynków użyteczności publicznej). Małe instalacje wysokosprawnej kogeneracji mogą też stanowić istotny wkład w rozwój koncepcji klastrów energii na obszarach wiejskich. ©℗

Źródło: resort energii.

Oprac. kbac

Priorytetem inwestycje w efektywne instalacje

W tym roku zakończy się stary system wsparcia kogeneracji. Ponieważ okazał się nieefektywny, polski rząd proponuje nowy model. Obecnie projekt ustawy w tej sprawie negocjowany jest z Brukselą

Unia Europejska za punkt honoru postawiła sobie dekarbonizację, która ma doprowadzić do znaczącego zmniejszenia emisji zanieczyszczeń. Nie chodzi o walkę tylko z niską emisją (niskozawieszone pyły PM2,5 i PM10 powodujące smog), ale i z dwutlenkiem węgla. Dlatego Polska bacznie przygląda się pracom Brukseli m.in. w zakresie dyskutowanego właśnie rozporządzenia o rynku energii elektrycznej, w którym mają się znaleźć zapisy dotyczące możliwości wspierania instalacji emitujących powyżej 550 g CO2/kWh. Wiadomo, że taki zapis nie pozwoli na wsparcie instalacji węglowych, bo te emitują ok. 750–800 g CO2/kWh. Ale jest tu pewien wytrych. Nazywa się kogeneracja.

To nic innego, jak jednoczesna produkcja energii elektrycznej i energii cieplnej w jednej instalacji z tej samej ilości paliwa. Mówiąc obrazowo: jeśli mamy np. tonę węgla kamiennego, to w elektrowni „wyciśniemy” z niej tylko energię elektryczną, w ciepłowni tylko energię cieplną, ale już w elektrociepłowni, czyli w kogeneracji, zwanej też produkcją w skojarzeniu, wyprodukujemy i jedno, i drugie. Paliwo będzie więc wykorzystane efektywniej, a potencjalna emisja rozłoży się na ciepło i prąd (umownie możemy przyjąć, że mniej więcej po połowie). A wtedy prąd spełni wymogi emisyjne, czyli będzie mógł korzystać ze wsparcia. I o to wsparcie dla kogeneracji dziś toczy się batalia, w jakiej udział bierze Polska. – Przygotowywane obecnie unijne rozporządzenie o rynku wewnętrznym energii elektrycznej nie powinno raczej stanowić zagrożenia dla nowej ustawy o wsparciu kogeneracji, ponieważ ono odnosi się przede wszystkim do rynku mocy, w którego aukcjach startować będą raczej duże, konwencjonalne jednostki. Na inne mechanizmy, w tym wsparcie kogeneracji, nie powinno więc mieć ono wpływu. Ale są też inne mechanizmy, które mogłyby kogenerację wesprzeć. To np. dyrektywa EU ETS, która daje możliwości przyznania większej liczby darmowych praw do emisji CO2 po 2020 r. właśnie instalacjom kogeneracyjnym, jako tym wydajniejszym energetycznie od jednostek konwencjonalnych – mówi nam Joanna Flisowska, koordynatorka polityki węglowej w koalicji klimatycznej Climate Action Network Europe.

opinia eksperta

Batalia z Brukselą wchodzi w decydującą fazę

Tomasz Dąbrowski wiceminister energii

Ciepłownictwo jest obszarem, który w obliczu zmieniającego się unijnego i krajowego otoczenia prawnego, a także podjęcia zintensyfikowanych działań nad likwidacją zjawiska tzw. niskiej emisji, wymaga obecnie szczególnej uwagi. W najbliższych latach niezbędne będzie dostosowanie się przedsiębiorstw ciepłowniczych do m.in. wymogów środowiskowych (BREF BAT, MCP, IED) czy wymogów związanych z efektywnością energetyczną budynków, a także do rosnących cen uprawnień do emisji CO2. Dostrzegamy również konieczność wzrostu liczby efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych w rozumieniu art. 7b ust. 4 ustawy – Prawo energetyczne, co odbiorcom zapewni bezpieczeństwo dostaw czystszego ciepła, a przedsiębiorstwom – możliwość rozwoju systemów poprzez m.in. korzystanie z funduszy unijnych przeznaczonych na ten cel. W Ministerstwie Energii zainicjowano i prowadzi się aktualnie szereg prac w powyższym zakresie.

Jednym z proponowanych rozwiązań jest nowy mechanizm wsparcia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, mający zastąpić obecnie obowiązujący, oparty o system świadectw pochodzenia z kogeneracji, który wygasa z dniem 31 grudnia 2018 r.

5 kwietnia 2018 r. opublikowany został projekt ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Projektowany system wsparcia dedykowany będzie przede wszystkim dla jednostek kogeneracji, które dostarczają ciepło do publicznej sieci ciepłowniczej – na potrzeby odbiorców komunalnych, co w zamierzeniach umożliwi rozwój ciepłownictwa systemowego opartego o ciepło z kogeneracji. W konsekwencji podniesie to skuteczność walki ze zjawiskiem niskiej emisji.

Obecnie trwają uzgodnienia Polski z Komisją Europejską w ramach procesu prenotyfikacji nowego mechanizmu. Do tematów poruszanych przez KE należą m.in. kwestia zapewnienia odpowiedniej konkurencyjności w ramach aukcji, wspieranie istniejących jednostek kogeneracji, zasady udziału zmodernizowanych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji w systemie wsparcia. Wydaje się, że rozmowy zmierzają ku uzgodnieniu ostatecznego kształtu mechanizmu, który byłby akceptowalny dla obu stron, co jest warunkiem kontynuacji krajowej procedury legislacyjnej. Biorąc zatem pod uwagę tempo rozmów z KE oraz prac wewnątrz resortu, kolejna wersja projektu ustawy będzie mogła zostać opublikowana i skierowana do kolejnej tury uzgodnień międzyresortowych i konsultacji publicznych w ciągu najbliższych tygodni.

Ze względu na lokalny charakter systemów ciepłowniczych, projektowany mechanizm wsparcia będzie miał bardzo istotne znaczenie dla samorządów, do których należy większość aktywów ciepłowniczych, w szczególności w mniejszych miejscowościach, na potrzeby których ciepło wytwarzane jest przede wszystkim w konwencjonalnych ciepłowniach. Przeprowadzenie modernizacji ciepłowni – poprzez instalację jednostki Kogeneracji – poza lepszym zagospodarowaniem energii pierwotnej znacząco wpłynie na poprawę jakości powietrza na obszarze danego systemu ciepłowniczego, wpływając pozytywnie na zdrowie mieszkańców.©℗

Nowy system

Polska od lat wspiera kogenerację, jednak dotychczasowy system, który obowiązuje do końca tego roku, okazał się nieefektywny. Polega on na tym, że jednostki produkujące w kogeneracji otrzymywały od Urzędu Regulacji Energetyki świadectwa pochodzenia tak wyprodukowanej energii, które były z kolei kupowane przez firmy obrotu energią zobowiązane do posiadania określonej ich liczby rocznie. Te, które ich nie posiadały, musiały płacić opłatę zastępczą. Tyle tylko, że system świadectw pochodzenia się nie sprawdził, bo tylko nieco ponad 30 proc. jednostek produkujących ciepło w kraju pracuje w kogeneracji – wynika z szacunków resortu.

Dlatego polski rząd od przyszłego roku chce wprowadzić nowy model, którego kształt został zapisany w projekcie ustawy o systemie wsparcia kogeneracji. Zakłada on, że państwo będzie kupowało prąd na aukcjach z jednostek produkujących go w kogeneracji, co pozwoli im również na rozwój części cieplnej (więcej w ramce).

Problem w tym, że przygotowany projekt jako pomoc publiczna musi być notyfikowany w Brukseli (podobną ścieżkę musiała przejść również przyjęta pod koniec ub.r. ustawa o rynku mocy, która pozwala na wsparcie energetyki w taki sposób, że państwo kupuje określoną ilość prądu na aukcjach).

W ubiegłą środę w tej sprawie odbywały się kolejne negocjacje (patrz: opinia).

WAŻNE Zdaniem ekspertów z branży w związku ze znaczeniem przemysłu ciepłowniczego dla walki ze smogiem i koniecznością wpisania się Polski w rozwiązania przyjęte w unijnym pakiecie zimowym (szykowane obecnie nowe dyrektywy unijne bardzo mocno obok EU ETS ograniczające emisję CO2) niezbędne wydaje się uruchomienie przez rząd środków zaradczych wzmacniających jego rentowność.

Na wyniki negocjacji w Brukseli z niepokojem czekają ciepłownie i elektrociepłownie. Brak określenia mechanizmu wsparcia dla kogeneracji powoduje bowiem niepewność po stronie operatorów istniejących jednostek kogeneracji – co do możliwości ich funkcjonowania po 2018 r. – a także nie daje bodźców inwestycyjnych dla budowy nowych źródeł wytwórczych. Co zresztą już widać po znaczącym spadku inwestycji w moce wytwórcze. – Wzrost cen CO2 spowoduje wzrost kosztów sektora ciepłowniczego, a w dłużej perspektywie przełoży się na ceny ciepła. Jednocześnie stanowi on zachętę do rozwoju źródeł niskoemisyjnych. Jednak wsparcie dla kogeneracji jest potrzebne, by zapewnić impuls do tych nowych inwestycji – tłumaczy Piotr Górnik, dyrektor ds. energetyki cieplnej w Fortum.

Ważne też inne regulacje

Branża czeka nie tylko na nową ustawę o rynku mocy czy też zmiany w systemie akceptacji taryf przez prezesa URE, ale oczekuje także od państwa wprowadzenia wielu innych zmian w prawie oraz opracowania dalszych programów wsparcia.

W Polsce planowane są obecnie m.in. prace nad programem ciepło z OZE (odnawialne źródła energii). I tak, Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, który planuje jego uruchomienie, zapowiada wsparcie dla ciepłownictwa systemowego w zakresie budowy, modernizacji i rozwoju systemów ciepłowniczych współpracujących z OZE i magazynami ciepła. Chodzi o to, aby systemy stały się bardziej efektywne. Efektywny system cieplny to w myśl unijnych przepisów taki, w którym mamy minimum 50 proc. ciepła z OZE lub 50 proc. ciepła tzw. odpadowego, lub minimum 75 proc. w kogeneracji, lub minimum 50 proc. miksu z powyższych trzech źródeł. Jednak nam do takiego modelu dość daleko. Dziś OZE w ciepłownictwie ma bowiem udział zaledwie 7,5 proc., z czego 90 proc. oparte jest na biomasie. A kogeneracja, jak już wspominaliśmy, ledwo przekracza 30 proc.

Zdaniem ciepłowników ważne jest także, by z pomocy publicznej mogły skorzystać też sieci ciepłownicze, które nie spełniają wymogów wspomnianego efektywnego systemu cieplnego. Pod warunkiem, że po zrealizowaniu inwestycji w sieci poprawi się efektywność energetyczna. Dziś gdy firma nie ma efektywnego systemu cieplnego, to nie może korzystać z pomocy publicznej na rozwój sieci. Gdyby się udało to zmienić, byłoby to bardzo dobre działanie antysmogowe. Sieci ciepłownicze są dziś takim samym priorytetem jak nowe moce, bo duża część infrastruktury jest stara i awaryjna. Do ciepła systemowego podłączone jest 42 proc. gospodarstw domowych. W miastach usieciowienie sięga ok. 60 proc., a potencjał wzrostu mówi nawet o 80 proc.

Marzenie o specustawie

Branża ciepłownicza ma jeszcze jeden postulat związany z regulacjami prawnymi. Nie jest tajemnicą, że ciepłownicy chcieliby mieć swoją specustawę. Chodzi o uregulowania dotyczące infrastruktury liniowej (obejmowałyby one nie tylko infrastrukturę ciepłowniczą, ale też np. gazową czy wodociągową). Jeśli inwestycja w nowe sieci jest prowadzona w mieście, często potrzeba uzgodnień z wieloma właścicielami gruntów. Mogą się nie zgodzić, mogą żądać wielkich odszkodowań – a to wszystko podraża koszty inwestycji.

Przedstawiciele Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie opowiadają, że przeprowadzili kiedyś ankietę wśród ok. 400 swoich członków na temat problemów. A ci w odpowiedzi opisywali przypadki licznych potyczek w walce o rozwój infrastruktury z właścicielami gruntów, pojawiały się informacje o wyrokach nakazujących rozebranie już istniejącej sieci, i to nawet magistrali, od której odchodziły mniejsze, dostarczające ciepło kilku tysiącom ludzi. Trzeba było instalację przebudować – zrobić tzw. objazd za kilkaset tysięcy złotych.©℗