Na początku sierpnia br. Ministerstwo Klimatu i Środowiska przedstawiło do konsultacji projekt zmian rozporządzenia taryfowego, które ma pomóc przedsiębiorstwom ciepłowniczym rozpocząć proces wymiany przestarzałego parku maszynowego na bardziej przyjazny dla środowiska. To ważne rozporządzenie i dobrze, że wreszcie zostało opublikowane. Problem w tym, że stało się to co najmniej o 10 lat za późno. Jak Ministerstwo samo przyznaje, sytuacja techniczno-finansowa przedsiębiorstw ciepłowniczych jest zła, a potrzeby inwestycyjne ogromne.
Proponowany projekt zmiany mechanizmu ustalania ceny ciepła ma zwiększyć wiarygodność kredytową sektora i wesprzeć jego transformację. Lektura dokumentu pozostawia jednak wątpliwości, czy na pewno tak się stanie: łatwo można zauważyć, że oferowane lekarstwo jest na stare choroby, które spowodowały obecne problemy. Nie widać za to impulsu, który popchnąłby sektor na nowe tory – prowadzące do neutralności klimatycznej, zbieżne z celami nakreślonymi w najnowszym pakiecie legislacyjnym Komisji Europejskiej Fit for 55.
Stare bolączki krajowego ciepłownictwa
Najpierw krótkie przypomnienie. Rozporządzenie taryfowe, wynikające z zapisów ustawy Prawo energetyczne (z 1997 r.), jest aktem prawnym opisującym sposób ustalania cen ciepła przez koncesjonowane przedsiębiorstwa, które zajmują się przesyłaniem i dystrybucją lub wytwarzaniem ciepła. Zgodnie z prawem, na końcu procedury Urząd Regulacji Energetyki zatwierdza przedłożone propozycje, decydując o tym ile zapłacimy za ciepło i czy przedsiębiorstwo uzyskuje uzasadnione przychody. Niestety, nadmierna koncentracja URE na utrzymaniu niskich cen ciepła doprowadziła do tego, że ciepłownictwo systemowe jest dzisiaj silnie zdekapitalizowane, uzależnione od węgla i w opłakanej sytuacji finansowej.
Złożyło się na to klika wad systemowych, o których warto wspomnieć.
Brak odzwierciedlenia realiów rynkowych w cenie ciepła.
Mechanizm kształtowania ceny ciepła i sam proces zatwierdzania taryfy powodowały ponad dwuletnie opóźnienie w przenoszeniu zmian kosztów produkcji (kosztu paliwa i kosztu CO2) na cenę ciepła. Przy 600% wzroście ceny rynkowej uprawnień do emisji CO2, który miał miejsce w ciągu ostatnich czterech lat, wyniki finansowe wytwórców spadły głęboko w dół, zmuszając zarządy firm przede wszystkim do walki o przetrwanie, a nie do myślenia o niskoemisyjnym rozwoju.
Brak bodźców do obniżania kosztów produkcji i przesyłu ciepła oraz wzrostu efektywności.
Mechanizm kształtowania ceny ciepła, a więc i przychodów przedsiębiorstwa, bazujący na formule „koszt + minimalna marża” nie stymuluje do poprawy wskaźników operacyjnych. Każde działanie prowadzące do obniżenia bazy kosztowej, będącej podstawą do wyliczenia ceny ciepła na kolejny okres taryfowy, przynosi skutek w postaci obniżki jednostkowej ceny ciepła i w konsekwencji przychodów przedsiębiorstwa. Jest to silnie demotywujący mechanizm.
Brak stabilności legislacyjnej i brak pomysłu na ciepłownictwo.
Modelowym przykładem może być system wsparcia rozwoju kogeneracji, czyli produkcji ciepła i prądu w dedykowanych jednostkach wytwórczych. Wprowadzony do prawa mechanizm certyfikatowy funkcjonował przez 11 lat (2007-2018) z przerwą 1,5 roku w okresie 2012-13. System nie był stabilny, uruchamiany jedynie na okresy pięcioletnie. Nie mogło to stanowić bodźca dla małych przedsiębiorstw do zmiany technologii na bardziej przyjazną środowisku. Również obecny system wsparcia w postaci 15 letniej premii, nie przynosi oczekiwanych rezultatów. Pewnie dlatego, że sektor ciągle nie wie jakie stawia się przed nim cele długoterminowe.
Intencją nowego rozporządzenia taryfowego jest eliminacja opisanych powyżej wad systemowych, i tym samym zwiększenie zdolności sektora do realizacji nowych inwestycji.
Kluczowe zmiany wprowadzane nowym rozporządzeniem:
Możliwość obniżenia kosztów operacyjnych przedsiębiorstw przesyłu i dystrybucji ciepła oraz wytwórców ciepła (nie korzystających z uproszczonego sposobu kalkulacji cen), bez ryzyka utraty przychodu, w wyniku obniżenia ceny ciepła w procesie taryfowania.
Jest to próba naprawy fundamentalnej wady mechanizmu taryfowego zniechęcającej do ograniczania kosztów produkcji i przesyłu ciepła. Legislator wprowadził wzory pozwalające wyliczyć minimalny przychód przedsiębiorstwa.
Dla dystrybutorów ciepła minimalny przychód zależy od średniego krajowego współczynnika udziału kosztu strat w sieciach oraz kosztów wynagrodzeń w kosztach przesyłu. Dla wytwórców, minimalny przychód uzależniony jest od średnich wskaźników udziału kosztów paliw i CO2 w kosztach wytwarzania ciepła a także kosztów wynagrodzeń.
Po wejściu w życie rozporządzenia przedsiębiorstwo, które w wyniku działań modernizacyjnych zredukuje swoje koszty, nie będzie musiało obniżyć ceny ciepła, a zakumulowany w ten sposób kapitał może przeznaczyć na dalsze modernizacje.
Przyspieszenie akumulacji kapitału przez wytwórców ciepła w jednostkach kogeneracji (stosujących uproszczoną metodę kalkulacji cen ciepła), poprzez zwiększenie o 1 punkt procentowy corocznego tempa wzrostu ceny ciepła.
Ta propozycja ma na celu usunięcie wady, która powodowała, że mechanizm taryfowania nie odzwierciedlał w pełni kosztów CO2 oraz kosztów inwestycji środowiskowych w cenie referencyjnej (będącej bazą odniesienia dla ceny ciepła z jednostek kogeneracyjnych).
Cena referencyjna kształtowana jest na podstawie kosztów produkcji ciepła w małych ciepłowniach. Nie dość, że sam proces ustalania tych kosztów niesie ze sobą opóźnienie czasowe, to dodatkowo nie wszystkie brane pod uwagę jednostki należą do systemu ETS, co zniekształca uśrednioną cenę ciepła. Dodatkowo, jako jednostki o mniejszej mocy cieplnej ponoszą one niższe wydatki na instalacje ochrony środowiska, podlegając łagodniejszym normom emisyjnym.
Kumulacja tych wszystkich zjawisk spowodowała obniżenie wartości ceny referencyjnej i w konsekwencji spadek rentowności przedsiębiorstw stosujących uproszczoną metodę kalkulacji ceny ciepła. Nowe rozporządzenie stara się wyeliminować to zjawisko.
Premiowanie inwestycji obniżających emisję CO2, budowę źródeł wykorzystujących energię z OZE i energię odpadową, a także zmniejszenie zużycia energii odbiorcy ciepła.
Jest to próba zmiany polityki nastawionej głównie na minimalizację ceny ciepła. W projekcie rozporządzenia rozszerzono zapisy określające czynniki, które powinien wziąć pod uwagę Urząd Regulacji Energetyki podczas zatwierdzania wielkości zwrotu z kapitału.
Zatwierdzony przez regulatora koszt kapitału ma bezpośrednie przełożenie na poziom rentowności nowych projektów inwestycyjnych. Kluczowym wydaje się być „bonus” za redukcję emisji CO2. W rozporządzeniu zapisano, że w przypadku inwestycji w obrębie źródła ciepła, sieci przesyłowej lub infrastruktury po stronie odbiorców końcowych zwiększa się stopę zwrotu z kapitału o 1 punkt procentowy za każde 25% redukcji emisji CO2. Jest to zachęta nie tylko do budowy instalacji OZE (za co URE uznaniowo może dodatkowo zwiększyć zwrot z kapitału), ale również do realizacji usług typu ESCO przez przedsiębiorstwa ciepłownicze.
Premiowanie inwestycji prowadzących do powstawania efektywnych systemów ciepłowniczych.
W dokumencie zapisano, iż nowe zapisy mogą zostać zastosowane, jeżeli działania dotyczą efektywnych systemów ciepłowniczych, i jednocześnie dla których wskaźnik nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej jest mniejszy od 0,65 – co stanowi dodatkowy bodziec do budowy źródeł ciepła wykorzystujących OZE.
Należy jednak zwrócić uwagę na brak jednoznaczności tego zapisu. Z treści projektu wynika, że system najpierw musi być efektywny, by stać się beneficjentem mechanizmów kształtowania ceny ciepła pozwalających na akumulację kapitału. Jeżeli nie zostanie to zmienione może to oznaczać, że przedsiębiorstwa z grupy nieefektywnych, poprzez brak zdolności kredytowej, nie rozpoczną żadnych inwestycji modernizacyjnych i na zawsze zostaną nieefektywne, pozbawione prawa korzystania z zapisów rozporządzenia.
To wszystko wskazuje, że projekt rozporządzenia ma zachęcić przedsiębiorstwa ciepłownicze do modernizacji, zwiększenia udziału energii z OZE i poprawy efektywności energetycznej. Czy jednak to wystarczy aby sektor, nie nadążający za zmianami w otoczeniu prawnym i politycznym pchnąć na nowe tory? Jeszcze nie wdrożono w pełni legislacji przedstawionych przez Komisję Europejską w tzw. Pakiecie Zimowym (2016 r.), a już pojawiają się kolejne pomysły przyspieszające procesy transformacyjne.
Co wynika z unijnego pakietu Fit for 55 dla ciepłownictwa systemowego?
To co wstępnie zaproponowano w dyrektywach składających się na Fit for 55 może stanowić nie lada wyzwanie, szczególnie dla polskiego ciepłownictwa silnie uzależnionego od węgla. Na poziomie unijnym cały sektor ETS, do którego należy również ciepłownictwo systemowe, musi obniżyć emisję CO2 o 61% w stosunku do roku 2005. Tak duża redukcja pozwoli nieco łagodniej potraktować inne sektory, nie tracąc szansy na osiągnięcie łącznego celu redukcji o 55% (vs 1990 r.).
Aby zwiększyć motywację do działań redukcyjnych, każdy kraj członkowski będzie co roku otrzymywać coraz mniejszą pulę uprawnień do emisji CO2. Skala redukcji wyniesie 4,2% każdego roku. Rosnący deficyt uprawnień wywoła zapewne kolejne podwyżki ich ceny rynkowej. Bez przyspieszenia inwestycji w źródła bez emisyjne, będziemy skazani na coraz większy i coraz droższy zakup uprawnień od innych państw.
Proponowany pakiet Fit for 55 zmienia również definicję wysokosprawnej kogeneracji, wprowadzając maksymalny pułap emisji CO2 wynoszący 270 kgCO2/MWh od 2025 r. Oznacza to, że po tej dacie systemy wyposażone w kogenerację węglową nie będą uprawnione do otrzymywania pomocy publicznej (np. w postaci premii do ceny energii). Ten przywilej zachowają jedynie wysokosprawne jednostki kogeneracyjne opalane gazem.
Zmienia się również definicja efektywnego systemu ciepłowniczego. Pierwsza przełomowa data to początek roku 2026. System efektywny ma mieć co najmniej 50% energii odnawialnej, 50% ciepła odpadowego, 80% ciepła z wysokosprawnej kogeneracji (gazowej!) lub 50% kombinacji tych form energii, pod warunkiem, że udział ciepła z OZE nie będzie niższy niż 5%. W 2035 kończy się wsparcie dla kogeneracji. Systemy ciepłownicze będą musiały być zasilane energią odpadową i odnawialną, tak by w 2050 roku udział energii z OZE był nie mniejszy niż 60%.
Osiągnięciu tego celu ma służyć wprowadzenie obligatoryjnego (dla każdego kraju członkowskiego), corocznego wzrostu udziału ciepła z OZE na poziomie 1,1%-1,5% (druga wartość, jeżeli wliczamy ciepło odpadowe). W sieciach ciepłowniczych ten wzrost powinien co roku wynosić 2,1%.
Są to na razie plany, które będą podlegać negocjacjom na forum Rady Europejskiej i Parlamentu. Można się jednak spodziewać, że w zbliżonej formie wejdą za parę lat w życie.
Plan działań
Idea stojąca za pakietem Fit for 55 wymaga pilnego stworzenia nowej wizji ciepłownictwa i kompleksowego planu działania. Rozporządzenie taryfowe przedstawione przez Ministerstwo Klimatu jest tu jedynie małym, nieadekwatnym do wyzwania krokiem naprzód.
Jak zapisano w Ocenie Skutków Regulacji (OSR), ma ono wygenerować dodatkowe środki finansowe na poziomie 1,6 mld zł w ciągu 5 lat. Ministerstwo szacuje, że do 2030 potrzeby finansowe związane z nowymi inwestycjami wyniosą pomiędzy 53 a 101 mld zł. Kwota dodatkowych przychodów, pochodzących z wdrożenia rozporządzenia, nawet lewarowana kredytami, będzie kroplą w morzu potrzeb. Z OSR nie wynika też, jaki cel ma zostać osiągnięty w 2030 r. Można się domyślać, że chodzi o cele dla ciepłownictwa wynikające z przyjętej (na początku 2021 r.) Polityki Energetycznej Polski do 2040. Tymczasem dokument ten nie przystaje do nowej strategii neutralności klimatycznej UE i celów przedstawionych w Fit for 55.
Czego zatem potrzeba?
Strategia dla ciepłownictwa
Ten kluczowy dla sektora dokument ciągle jeszcze nie ujrzał światła dziennego. Strategia musi wskazywać jasne cele dla sektora i być bazą dla legislacji wykonawczej oraz mechanizmów pomocy publicznej. Ciągle jest wiele niewiadomych, np. to czy i kiedy rząd przewiduje odejście od węgla w ciepłownictwie systemowym, jakie miałyby być cele redukcji emisji gazów cieplarnianych w kolejnych dekadach po 2030 r. czy jak ma wyglądać polityka dotycząca zielonego ciepła, którego jest bardzo mało w systemach ciepłowniczych.
Brak strategii odsuwa w czasie nie tylko działania modernizacyjne ciepłownictwa, ale również nie pozwala polskiemu przemysłowi dostosować się do przyszłych zmian ze stosownym wyprzedzeniem.
Strategia dla budynków
To drugi oczekiwany dokument, który jest ważny nie tylko dla sektora budownictwa i przemysłu, ale również i dla ciepłownictwa. Bez wytyczenia ścieżki poprawy efektywności energetycznej budynków i zmniejszenia zużycia energii końcowej trudno jest racjonalnie planować inwestycje w ciepłownictwie. Nie znając wizji zmian na rynku ciepła ryzykujemy złe wydatkowanie środków finansowych powiększające pulę kosztów osieroconych. Dodatkowo warto podkreślić, że bez zmniejszenia zużycia energii przez budynki, transformacja ciepłownictwa może być niezwykle kosztowna dla społeczeństwa, o ile w ogóle możliwa. Dlatego też ważne jest programowe wsparcie procesów termomodernizacji budynków.
Mechanizmy pomocy publicznej ukierunkowane na ciepłownictwo
Wraz z przyjęciem Krajowego planu Odbudowy oraz pozyskaniem funduszy z nowej perspektywy finansowej UE pojawią się środki, które mają wesprzeć transformację polskiej gospodarki. Ciepłownictwo i ogrzewnictwo (czyli indywidualne ogrzewanie domów), będące największym krajowym sektorem energetycznym – patrząc z perspektywy wolumenu zużytego paliwa, powinno otrzymać wsparcie w proporcji do swojej pozycji na mapie energetycznej kraju oraz wpływu na środowisko. Należy też zapewnić by środki pochodzące z systemu ETS ciepłownictwa zostały w całości przekierowywane na inwestycje w bezemisyjne źródła ciepła i poprawę efektywności energetycznej.
Rozwój mocy jednostek kogeneracyjnych
Obowiązujący od trzech lat nowy system wsparcia elektrociepłowni ciągle przynosi znikome przyrosty nowych mocy. Należy zbadać przyczyny tego zjawiska i podjąć działania naprawcze. Rozwój wysokosprawnej kogeneracji gazowej może być skutecznym środkiem zmniejszającym lukę wytwórczą w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Prognozy PSE i URE wskazują, że po sukcesywnej likwidacji bloków węglowych w krajowych elektrowniach może brakować mocy na poziome 13-15 GWe około 2035 roku. Według analiz Forum Energii, skuteczne wsparcie kogeneracji może dostarczyć od 4 do 6 GWe dodatkowych mocy dla KSE. Byłby to ważny czynnik zwiększający bezpieczeństwo energetyczne kraju.
Rozwój źródeł ciepła wykorzystujących energię odnawialną
Zgodnie z raportami URE, udział ciepła z OZE wyniósł w 2019 9,5%. To bardzo niewiele. Jeżeli zależy nam na utrzymaniu kosztu ogrzewania na racjonalnym poziomie, potrzebne jest znaczące przyspieszenie wzrostu udziału energii z bezemisyjnych źródeł, nieobciążonych kosztami zakupu uprawnień do emisji CO2.
Nowe modele biznesowe w ciepłownictwie
Dzisiejszy model biznesowy sektora nagradza przede wszystkim wzrost produkcji. Im większa sprzedaż, tym większy zysk, ale również i większe emisje. Widać, że taki sposób funkcjonowania stoi w sprzeczności z celem neutralności klimatycznej. Potrzebna jest zmiana podejścia. Należy przedsiębiorstwa nagradzać za jakość usługi, za zapewnienie komfortu cieplnego, a nie za ilość sprzedanego ciepła. Prace nad nowym modelem rynku ciepła i przygotowywane legislacje powinny dążyć do upowszechnienia w ciepłownictwie modelu opartego o formułę ESCO, która zapewnia zysk dzięki wypracowanym oszczędnościom.
Wsparcie grup społecznych zagrożonych ubóstwem energetycznym
Ciepłownictwo stanęło na progu znaczących przemian. Potrzebna jest pilna transformacja technologiczna. Zwiększone wydatki inwestycyjne będą miały przełożenie na cenę ciepła i wzrost kosztu ogrzewania. Konieczne jest dalsze ulepszania, a czasem i stworzenie dedykowanych mechanizmów osłonowych dla osób najbardziej narażonych na ryzyko pogorszenia komfortu życia.
Powyższe zestawienie oczywiście nie wyczerpuje całej listy problemów i wyzwań stojących przed ciepłownictwem systemowym. Przytaczamy je aby przypomnieć decydentom o konieczności bardziej holistycznego spojrzenia. Opublikowany projekt rozporządzenia jest ważnym krokiem na drodze przebudowy sektora, ale dalece niewystarczającym.
Źródło: Andrzej Rubczyński, dyrektor ds. Strategii Ciepłownictwa, Forum Energii
Fot. Forum Energii
