Ciepło wymaga zmiany jakościowej

Ciepłownie będą rezygnować z węgla pod presją wymogów UE. Pomóc mogą regulacje krajowe.

Administracja rządowa w końcu zauważyła ciepłownictwo systemowe jako istotny element walki ze smogiem i poprawy bezpieczeństwa energetycznego. – Po wielu latach stagnacji na rynku klimat dla branży się zmienia – przyznaje Wojciech Dąbrowski, prezes PGE Energii Ciepła, spółki zależnej największego wytwórcy, prowadzącej jej nową linię biznesową.

Argumenty przemawiające za tą tezą to uchwalone i planowane regulacje wprowadzające mechanizmy wsparcia dla branży. Dzięki nim ciepłownie i elektrociepłownie będą mogły podejmować decyzje o modernizacjach i budowie nowych źródeł.

Sprzyjające rozwiązania prawne

Chodzi zarówno o już uchwaloną ustawę o rynku mocy, która daje szansę jednostkom większym, jak i nowelizację ustawy o odnawialnych źródłach energii, oferującą korzystne rozwiązania dla rozwoju kogeneracji biomasowej, czyli opartej na tym paliwie jednoczesnej produkcji prądu i ciepła. Obecnie nad projektem pochylają się parlamentarzyści, a minister energii Krzysztof Tchórzewski zapowiada jego uchwalenie do końca czerwca. Jesienią obiecuje zaś zakończenie głosowania nad projektem ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysoko sprawnej kogeneracji tak, by jej zapisy mogły zacząć obowiązywać od początku 2019 r.

Dzięki temu przedsiębiorcy unikną luki w przychodach. Bo tylko do końca tego roku obowiązywać ma dotychczasowy system wsparcia, oparty na certyfikatach (żółtych – dla źródeł gazowych, i czerwonych – dla węglowych).

– Krajowe regulacje, obowiązujące i planowane, tworzą finansową zachętę do przekształcania przestarzałych i nisko sprawnych ciepłowni węglowych w nowoczesne układy. Ich przekwalifikowanie na systemy efektywne energetycznie (korzystające w przynajmniej 50 proc. ze źródeł odnawialnych lub 75 proc. jednostek kogeneracyjnych – red.) pozwoli korzystać z dotacji na rozwój i modernizację sieci ciepłowniczych – wskazują przedstawiciele PGNIG. Jak dodają, rozwój tych ostatnich może być elementem walki z niską emisją i smogiem.

Grzanie węglem już bez bonusu

Niestety, większość systemów ma w Polsce status nieefektywnych ekonomicznie. Trzy czwarte z nich nadal spala węgiel. Nie może więc sięgać po pieniądze na rozwój sieci ani na dostawienie źródła dywersyfikującego strukturę wytwarzania w przedsiębiorstwie. To patowa sytuacja, zwłaszcza przy niskiej rentowności branży, która dotąd nie miała z czego inwestować. By umożliwić tym systemom korzystanie z pomocy, np. przyznawanej przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, branża skierowała do Ministerstwa Energii postulat stworzenia dla nich oddzielnego systemu wsparcia, by nieefektywne systemy mogły korzystać z pieniędzy NFOŚiGW na dostosowanie. Resort już rozmawia na ten temat z Brukselą.

Więcej zielonego ciepła w sieciach to efekt zarówno regulacji unijnych (dyrektywy IED, MCP czy konkluzji BAT), jak i pogarszającej się konkurencyjności węglowego ogrzewania (m.in. pod wpływem administracyjnych decyzji Brukseli o reformie systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2, który ma wywindować ceny tychże).

Krajobraz branży, która w 75 proc. nadal pali węglem, będzie się zmieniał w kolejnych latach m.in. pod wpływem tzw. pakietu zimowego. Kreśli on perspektywę dekarbonizacji europejskiego ciepłownictwa do połowy tej dekady. Po 2020 r. udział zielonego ciepła ma się zwiększać o 1 lub 2 pkt proc. każdego roku. Z kolei projekt dyrektywy o charakterystyce energetycznej budynków nakazuje wyeliminowanie węgla do ich ogrzewania. – Wraz z nastaniem w 2021 r. nowych norm energetycznych dla budynków ciepło z sieci miejskiej zasilanej z węglowej jednostki kogeneracyjnej nie będzie już tak atrakcyjnym produktem jak obecnie. Deweloperzy będą się mocno zastanawiali, czy podłączyć budynek do sieci, czy wybrać inną opcję. Konieczna będzie większa domieszka gazu i OZE w ciepłownictwie – zauważa Andrzej Rubczyński z Forum Energii.

Barierą dla zwiększania udziału odnawialnych źródeł w ciepłownictwie jest m.in. obecny sposób taryfowania. Grzegorz Wiśniewski, prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej, postuluje jego zmianę. Chodzi o to, by wysokie koszty inwestycyjne rozłożyć nawet na dwie dekady – jak w Danii. Wtedy pozyskanie kapitału byłoby tańsze.

Nauczyć się zarabiać także latem

Branża musi się też nauczyć skuteczniej niż wcześniej szukać zarobku latem. Bo najlepszy dotąd okres na zarabianie z roku na rok przysparza ciepłownikom więcej kłopotów – zimy są coraz cieplejsze, a marże pozostają pod presją drożejącego węgla i uprawnień do emisji

Eksperci duży potencjał dodatkowego zarobku dla sektora widzą w magazynowaniu ciepła.

– Elektrociepłownia wyposażona w akumulator może zwiększyć produkcję prądu w okresie zwiększonego zapotrzebowania na niego, a ciepło zmagazynować na później. Z drugiej strony, jeśli prąd tanieje na giełdzie, opłaca się chwilowo wytwarzać z niego ciepło, odstawiając jednostkę kogeneracyjną – wyjaśnia Rubczyński. Akumulatory do świadczenia takich usług posiada dziś w Polsce jedynie osiem z ponad 400 systemów ciepłowniczych. To jakieś 600 MW cieplnych na 35 tys. mocy zamawianej.

Firmy i samorządy nie zawsze też w wystarczającym stopniu wykorzystują możliwości zwiększenia dostaw ciepła do podgrzania wody dla celów sanitarnych, co zapewnia przychód przez cały rok. W wielu mieszkaniach posiadających centralne ogrzewanie nadal używa się w łazienkach i kuchniach piecyków gazowych.

[email protected]

Jacek Szymczak - Dzięki przedłużeniu wsparcia dla kogeneracji powstać może ok. 3 tys. MW mocy – mówi szef Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie

Za nami dość łagodny – mimo chwilowych uderzeń mrozów – sezon zimowy. Czy możemy już podsumować wyniki ubiegłego roku?

Pod względem wielkości przychodów ubiegły rok był porównywalny do 2016 r. Na razie trudno mówić o rentowności sektora. Ta będzie pokazana w corocznym raporcie Urzędu Regulacji Energetyki latem.

Nie należy się spodziewać takich zysków jak te pokazane w 2016 r. Wtedy 9,6-proc. rentowność sektora była rezultatem jednorazowych zdarzeń, np. duże przedsiębiorstwa przeszacowywały wartość majątku.

Czego należy oczekiwać po 2017 r.?

Raczej spodziewałbym się nawiązania do tradycji poprzednich lat, czyli rentowności sektora oscylującej między 1 a 3 proc. Ubiegły rok mógł być nawet gorszy – na poziomie zero plus. URE pilnował przedsiębiorców. Taryfy były tłumione. Z reguły nie odpowiadały w sposób proporcjonalny wzrostowi cen węgla.

Często wyliczane podwyżki cen ciepła powinny sięgać kilkunastu procent. Jednak na taki wzrost regulator zgadzał się sporadycznie.

Węgiel dla ciepłownictwa podrożał o 40–80 proc. Jakie są perspektywy na 2018 r.?

Krajowego węgla nadal brakuje. PGG wysyła do zakontraktowanych u nich ciepłowni listy z informacjami o możliwości niedotrzymania w 100 proc. zamówionej ilości czarnego paliwa.

Nie będzie przy tym żadnych kar z tym związanych ze względu na korzystną dla PGG konstrukcję umów. Szacujemy, że niedobór węgla dla przedsiębiorstw może sięgnąć do 20 proc. z 13 mln ton potrzebnych w ciągu roku sektorowi. Tę część zajmie importowany surowiec płynący do nas albo z portów ARA, albo bezpośrednio ze Wschodu.

Przy czym większe problemy z dostępnością do krajowego węgla mogą mieć mniejsi i średni producenci ciepła systemowego. Ci duzi mają większą siłę negocjacyjną.

Ceny węgla na rynkach zagranicznych spadają. Czy u nas dojdzie do ich stabilizacji?

Nie liczyłbym na to. W dostępie do węgla z portów ARA czasami pojawiają się wąskie gardła. Wtedy przedsiębiorcy muszą uzupełniać zapasy z kierunku wschodniego. Już dziś widać wysoki poziom cen węgla dla ciepłowni w indeksie dla sektora (299 zł za tonę, czyli 12,4 zł/GJ). Przy czym od PGG kupi się go nawet 8–9 proc. drożej (ok. 13,5 zł/GJ), zaś w przetargach ceny dochodzą do 15–16 zł/GJ (bez transportu), a więc są wyższe o 20–30 proc. od poziomu z indeksu.

Niebawem ustawa kogeneracyjna trafi do Sejmu. Wydaje się dawać większe szanse na wsparcie mniejszym źródłom. Te największe będą się mogły starać o pomoc w ramach aukcji rynku mocy. Czy przedsiębiorcy podejmują już decyzje inwestycyjne?

Niektórzy już prowadzą inwestycje w odnawialne źródła albo w elektrociepłownie kogeneracyjne. Część dopiero analizuje otoczenie prawno-finansowe (teraz także projekt ustawy), przygotowując się do takiego kroku. Dzięki przedłużeniu wsparcia dla kogeneracji powstać może realnie ok. 3 tys. MW mocy elektrycznej w ciągu kilku lat.

Szanse, by skorzystać z pomocy, będą miały małe jednostki, od 1 do 50 MW, w postaci premii kogeneracyjnej. W przypadku jednostek większych, w przedziale 50–300 MW, zastosowano bardziej zindywidualizowane podejście i o poziomie wsparcia zdecyduje URE. Elektrociepłownie o mocy przekraczającej 300 MW będą negocjować indywidualnie pomoc z Brukselą. Tak dużymi jednostkami będą zainteresowani najwięksi, czyli PGE EC, PGNiG czy Veolia, ale także przemysł. Dla sektora komunalnego interesujące będą źródła o mocy 1–50 MW, a w niektórych przypadkach nawet do 1 MW, otrzymujące stałą premię.

Spośród wspomnianych 3 tys. MW ile powstanie na gazie, ile na węglu, a ile w technologiach odnawialnych?

Zdecydowanie więcej powstanie na gazie niż na węglu. Przepisy unijne zakładają bowiem dekarbonizację sektora. Swoje robią też wysokie koszty produkcji ciepła systemowego z węgla. Choćby ze względu na reformę europejskiego systemu handlu emisjami (EU ETS) kogeneracja węglowa jako bardziej emisyjna niż gazowa będzie w większym stopniu obciążona kosztami uprawnień do emisji CO2. Będą również powstawać jednostki kogeneracyjne wykorzystujące OZE (głównie biomasę).