Wskaźnik dekapitalizacji najlepszy z najgorszych

Średni poziom dekapitalizacji majątku w energetyce cieplnej ciągle przekracza grubo ponad 50 proc. Najgorzej pod tym względem jest na Mazowszu, gdzie odsetek zużytych nieruchomości jest bliski 68 proc. Pod tym względem fatalnie wyglądają jeszcze województwa łódzkie i śląskie. Lubuskie, małopolskie i świętokrzyskie znajdują się na drugim biegunie, ale z wynikiem wciąż zastraszająco wysokim, bo ok. 45-proc. To dane z najnowszego raportu o ciepłownictwie Urzędu Regulacji Energetyki.

Liczby są zastraszające

Inwestycje nie nadążają za starzeniem się sieci i elektrociepłowni. Wydatki na inwestycje w sektorze ciepłowniczym w nowe źródła energii i sieci dystrybucyjne wyniosły w 2011 r. 2,7 mld zł - podaje URE. To o ponad 500 mln zł więcej niż w 2010 r., ale ciągle zbyt mało, by w szybkim tempie zastąpić nawet 40-letnie siłownie i rury, którymi ciepło trafia do klientów.

W 2011 r. całkowita moc wszystkich polskich elektrociepłowni wynosiła ponad 58 tys. MW, a łączna długość sieci ciepłowniczych 19,6 tys. km, przy czym blisko 6,5 tys. km znajduje się zaledwie w dwóch województwach: mazowieckim i śląskim.

Nowe inwestycje nie przychodzą jednak wcale łatwo, bo kondycja blisko pół tysiąca firm działających w branży ostatnio się pogorszyła. Przychody całego sektora obniżyły się przed rokiem o ponad 6 proc. i wyniosły 15,4 mld zł. Kondycja finansowa wszystkich przedsiębiorstw mierzona wynikiem finansowym brutto uległa nieznacznemu pogorszeniu w stosunku do roku ubiegłego i wyniosła ok. ćwierć miliarda na minusie.

Wydatki być może przyśpieszą, bo do budowy nowych źródeł szykuje się kilku inwestorów, a niektóre inwestycje nawet się rozpoczęły. Elektrociepłownię w Stalowej Woli budują już Tauron i PGNiG. Spółki następną chcą stawiać w Będzinie na Śląsku. Tauron samodzielnie postawi jeszcze kilka jednostek. W elektrociepłownie inwestuje także Polska Grupa Energetyczna, największy wytwórca energii elektrycznej i jeden z największych producentów ciepła w Polsce. Nowe źródła planuje w Bydgoszczy, Gorzowie i Szczecinie.

Wrocławska konkurencja

Inwestować chcą także Finowie. Nie podjęli jeszcze jednak ostatecznej decyzji o rozpoczęciu prac. Liczą, że planowane we Wrocławiu nowe źródło ciepła i energii wpłynie na podniesienie jakości usług świadczonych w tym mieście. Dziś na tamtym rynku rządzi francuski EdF (15-proc. udział w rynku ciepła).

- Nasza elektrociepłownia będzie się charakteryzować dużą efektywnością produkcji. Ze sprzedaży ciepła będzie pochodzić 20 proc. przychodów, resztę da sprzedaż energii elektrycznej. Dlatego możemy być konkurencyjni, jeśli chodzi o cenę ciepła dla naszych klientów To fundament naszej konkurencyjności - mówi Izabela van den Bossche, dyrektor komunikacji w Fortum.

EdF jest jednak zdania, że we Wrocławiu nie ma miejsca na nową inwestycję, a gdy ta powstanie, ceny mogą pójść w górę. Zdaniem szefów Kogeneracji, spółki kontrolowanej przez EdF, budowa kolejnej elektrociepłowni spowoduje sporą nadpodaż mocy w systemie. - Przepisy w tym zakresie oraz sytuacja na wrocławskim rynku ciepła tak się dzisiaj kształtują, że za tę nadpodaż zapłacą sami mieszkańcy - ostrzega zarząd giełdowej spółki.

Mieszkańcy i przedsiębiorcy działający zarówno na rynku wrocławskim, jak i każdym innym mają jednak wybór. Jeśli ceny ciepła sieciowego oferowanego przez EdF, Fortum czy innego producenta miałyby zdecydowanie wzrosnąć - zawsze można pomyśleć o własnym źródle i zainwestować w lokalną kotłownię. Wiedzą o tym wszyscy doświadczeni producenci ciepła i żeby nie tracić klientów w dłuższej perspektywie, a o takiej mówimy zawsze w przypadku elektrowni czy elektrociepłowni, nie podnoszą cen do poziomu, który klientom trudno byłoby zaakceptować. Poza tym konkurencja na rynku produkcji również stwarza możliwości wyboru zarówno jakości usług, jak i ceny.

Wszyscy gracze wiele do zrobienia mają w kwestii dostosowania istniejących źródeł ciepła i energii do wymogów Komisji Europejskiej. Dyrektywa nr 2010/75/UE (IED) w sprawie emisji przemysłowych z 2010 r. wprowadza od 2016 r. znaczne zaostrzenie standardów emisyjnych dla dużych źródeł spalania paliw (o mocy większej niż 50 MW) w zakresie SO2, NOx oraz pyłu. Kto nie chce wyłączać źródła, musi do tego czasu uzbroić stare bloki w instalacje redukcji tlenków azotu oraz odazotowania spalin. Koszt takich urządzeń może sięgać setek milionów złotych. Koszt instalacji odsiarczania w największej polskiej elektrociepłowni Siekierki w Warszawie wyniósł 490 mln zł. EdF na modernizację trzech swoich elektrociepłowni wyda blisko 770 mln zł.

Nic dziwnego. Standard emisji SO2 dla instalacji spalania opalanych węglem o mocy cieplnej w granicach 50-100 MW w nowej dyrektywie wynosi 400 mg/m sześc. w porównaniu z obecną normą, wynoszącą 1500 mg/m sześc. Dla największych obiektów (powyżej 400 MW) obecna norma emisji SO2 zostanie obcięta o połowę - z 400 mg/m sześc. do 200 mg/m sześc.

Ograniczanie emisji

Raport URE podkreśla, że pod względem emisji, głównie pyłów i tlenków azotu, ale również SO2 i dwutlenku węgla porównanie 2011 r. do 2002 r. wypada bardzo korzystnie. W tym czasie emisja CO2 zmniejszyła się o blisko 16 proc., tlenków siarki o blisko połowę, tlenków azotu o ponad 35 proc., a intensywność wypuszczanych pyłów spadła blisko 65 proc. Na inwestycje w tym zakresie do 2016 r. potrzebnych jest jeszcze kilka miliardów złotych.

Raport PwC o rynku ciepła wskazuje, że może to być powodem do wzrostu cen ciepła. Alternatywą dla instalowania urządzeń chroniących powietrze przed zanieczyszczeniami jest wymiana istniejących źródeł na nowe, niskoemisyjne instalacje opalane gazem lub biomasą. Takie plany ma m.in. PGNiG Termika planująca konwersję bloku węglowego w Warszawie na kocioł biomasowy oraz Dalkia, która w Łodzi szykuje się do przeróbki dwóch kotłów węglowych na biomasę.

Nowe inwestycje nie przychodzą jednak wcale łatwo, bo kondycja blisko pół tysiąca firm działających w branży ostatnio się pogorszyła

@RY1@i02/2012/247/i02.2012.247.05000010a.101.jpg@RY2@

Emisja CO₂ na TJ wytworzonego ciepła

Maciej Szczepaniuk