Firmy ciepłownicze wskazują na potrzebę zmian w regulacji dotyczących kogeneracji. Bez dostosowania prawa do realiów i bez 80 mld zł nie ma szans na transformację branży.
Branża ciepłownicza ma za sobą trudne 12 miesięcy. Prawdopodobnie znaczna część spółek ciepłowniczych zakończyła 2022 rok w nie najlepszej kondycji finansowej i z niewielkimi perspektywami do jej poprawy.
Ciepłownictwo to sektor regulowany. Zapytaliśmy zatem, jakich zdarzeń czy decyzji regulacyjnych, które wpłyną znacząco w krótszej lub dłuższej perspektywie na ciepłownictwo systemowe w Polsce, należy się spodziewać się w 2023 r.
Odpowiedzi udzielili WNP.PL Przemysław Kołodziejak - prezes zarządu PGE Energia Ciepła, Jacek Chodkowski - dyrektor generalny Grupy Dalkia Polska, Piotr Górnik - prezes zarządu Fortum Power and Heat Polska i Paweł Orlof - prezes zarządu Veolii Energii Warszawa.
Przemysław Kołodziejak przypomina, że jesteśmy w sytuacji niespotykanego skoku cen paliw, od stycznia 2022 r. ceny węgla i gazu są bardzo wysokie i dynamicznie się zmieniają, a zarazem trwa transformacja sektora energetycznego, która polega na prowadzeniu inwestycji i modernizacji zmieniających instalacje w kierunku paliw niskoemisyjnych.
- Biorąc pod uwagę obecną sytuację, zakładać należy możliwość wprowadzenia zmian taryf ciepła, które pozwolą na pokrycie w większej części kosztów wytwarzania ciepła. Wprowadzone w listopadzie 2022 przez ustawodawcę nowe rozporządzanie umożliwi częściowe pokrycie kosztów produkcji ciepła poprzez zmiany cen dla jednostek kogeneracyjnych - mówi Przemysław Kołodziejak.
Kołodziejak podkreśla, że pomimo gwałtownego wzrostu cen paliw i kosztów wytwarzania, ciepło sieciowe, zwłaszcza wytwarzane w kogeneracji, jest dalej cenowo atrakcyjne w porównaniu do indywidualnego zaspokajania potrzeb cieplnych odbiorców.
Wskazuje, że PGE Energia Ciepła na wszystkich 14 rynkach operuje jako wytwórca lub przedsiębiorstwo integrowane (Gdańsk, Gdynia, Szczecin, Bydgoszcz, Toruń, Gorzów, Zielona Góra, Wrocław, Siechnice, Kraków, Rzeszów, Kielce, Lublin, Zgierz). Wytwarza tam ciepło w procesie kogeneracji i stosuje ceny taryfowe głównie w oparciu o tzw. metodę cen referencyjnych.
Przemysław Kołodziejak, prezes zarządu PGE Energia Ciepła (Fot. mat. pras. PGE Energia Ciepła) - Rok 2022, z racji trwałych ujemnych marż na wytwarzaniu ciepła w kogeneracji, uwypuklił potrzebę zmiany modelu taryfowego. Powinny zaistnieć mechanizmy pozwalające na znalezienie złotego środka, tzn. takiego modelu taryfowego, który będzie uwzględniać scenariusz minimalizacji strat dla wytwórców przy jednoczesnym ograniczeniu kosztu dla odbiorcy ciepła. To pozwoli ustalić optimum dla obu stron - uważa Przemysław Kołodziejak.
W takim modelu, jak wskazuje szef PGE Energia Ciepła, cena może być nieco wyższa niż ta wynikająca z dzisiejszych regulacji, ale zapewni długoterminowe bezpieczeństwo dostaw i utrzymanie statusu systemu efektywnego energetycznie. W takim modelu źródła kogeneracyjne, w których nie są pokryte koszty produkcji ciepła, powinny mieć możliwość otrzymania dopłaty w celu ich pokrycia ze strony dystrybutora, który z kolei mógłby mieć prawo uznania takiej dopłaty za koszty uzasadnione w taryfie dystrybucyjnej.
Kołodziejak dodaje, że z drugiej strony w sytuacji wieloźródłowości systemów ciepłowniczych, kiedy sytuacja rynkowa na to pozwala, kogeneracja mogłaby uczestniczyć w produkcji ciepła w większym stopniu, niż wynika to z ustalonych na sztywno wielkości taryfowych udziału źródeł, za wynagrodzeniem dla dystrybutora.
- Taka elastyczność poprawi sytuację rynkową źródeł kogeneracyjnych bez podnoszenia cen dla klienta końcowego - mówi Przemysław Kołodziejak.
Jego zdaniem dobrym rozwiązaniem jest dopuszczenie możliwości taryfowania źródeł szczytowych przy jednostkach kogeneracji w oparciu o metodę kosztową. Wskazuje, że urealniło to ceny ciepła w roku 2022 i pozwoli tym źródłom na pokrywanie rzeczywiście ponoszonych kosztów.
- Pozostaje otwarta kwestia taryfowania ciepła z akumulatorów ciepła. Dzisiaj koszty ich budowy nie są pokrywane przez taryfy dla ciepła pomimo tego, że urządzenia te pełnią funkcje optymalizujące prace źródeł szczytowych i są niezwykle ważne ze względu na bezpieczeństwo dostaw ciepła - mówi Przemysław Kołodziejak.
- Cały czas pozostaje ogromny obszar związany z taryfowaniem pomp ciepła, węzłów hybrydowych czy też chłodu. Tutaj relacje B2B powinny być w ogóle wyjęte spod obowiązku taryfowania. Obecny model regulacyjny wymaga zmiany, bo bez tego utrudnione będzie „zazielenianie” ciepła - uważa Przemysław Kołodziejak.
- Cały czas ważą się losy zakwalifikowania w zakres unijnej taksonomii produkcji energii elektrycznej i ciepła w procesie odzysku energii z odpadów. Z punktu widzenia Fortum to jedna z dwóch najważniejszych regulacji na poziomie unijnym, na które czekamy. Pozostawienie branży poza taksonomią znacznie utrudnia pozyskiwanie finansowania niezbędnego do pokrycia potężnej luki inwestycyjnej, jaką mamy w Polsce w tym obszarze - mówi Piotr Górnik.
- Deficyt mocy przerobowych tego typu instalacji uniemożliwi polskim samorządom spełnienie wymogów dyrektywy w zakresie stworzenia wydajnego systemu gospodarowania odpadami komunalnymi. Tym samym nieosiągalne stanie się wypełnienie przez Polskę założonego celu maksymalnego 10-proc. poziomu składowania odpadów i jednoczesnego ograniczenia emisji gazów cieplarnianych z sektora odpadowego - ocenia Piotr Górnik.
Jego zdaniem w 2023 roku jest szansa na zmiany, również ze względu na niedostępność i wysokie ceny paliw kopalnych.
- Gorzka prawda jest taka, że tak trudne momenty przyspieszają rozwój alternatywnych technologii i motywują do zmian. Jedną z takich zmian powinno być podjęcie refleksji nad taksonomią i umożliwienie finansowania prośrodowiskowych instalacji przetwarzających odpady z odzyskiem energii, które są wsparciem dla lokalnych systemów gospodarowania odpadami i jednocześnie stanowią cenne źródło pozyskiwania energii w systemach ciepłowniczych miast - mówi Piotr Górnik.
Piotr Górnik, prezes zarządu Fortum Power and Heat Polska (Fot. PTWP)Wskazuje, że to ważne dla takich krajów jak Polska, "która w przeciwieństwie do krajów Europy Zachodniej nie jest jeszcze nasycona liczbą i mocą przerobową tego typu instalacji, a jednocześnie jako gospodarka rozwijająca się cały czas zwiększa liczbę powstających odpadów".
- Drugi najważniejszy zestaw przepisów, na który czekamy wraz z całą branżą ciepłowniczą, to unijny pakiet „Fit for 55”. W 2023 r. powinniśmy zobaczyć już ostateczny kształt tych regulacji i następnie przez najbliższe lata będziemy się mierzyć ze skutkami ambitnych celów zawartych w tych kształtujących się jeszcze wytycznych. Fortum w Polsce jest przygotowane na wprowadzenie unijnego pakietu - mówi Piotr Górnik.
Plan na dekarbonizację elektrociepłowni Fortum w oparciu o paliwo z odpadów oraz biomasę jest gotowy. Do 2030 r. firma będzie produkować ciepło i energię bez paliw kopalnych.
- Naszym zdaniem termiczne przekształcanie odpadów będzie w przyszłości jedyną akceptowalną formą termicznego procesu produkcji energii. Pozostała część energii będzie pozyskiwana wyłącznie ze źródeł odnawialnych. I to przekonanie jest zbieżne z unijnymi wymogami - dodaje Górnik.
Na poziomie krajowym szczególnie duże znaczenie dla prowadzonej przez Fortum działalności jako sprzedawcy energii ma obowiązująca już ustawa dotycząca cen ciepła z rekompensatą, która chroni klientów przed nadmiernym wzrostem rachunków, a firmę zabezpiecza jako sprzedawcę ciepła przed utratą klientów i problemami z płynnością.
- To ważna regulacja dla branży ciepłowniczej, która w kryzysie energetycznym, borykając się z cenami paliw i ich niedostępnością, dostała solidny zastrzyk wsparcia od administracji państwowej, a nasi klienci dostali pewność, że tej zimy dostawcy ciepła będą mieli środki do produkcji i dystrybucji ciepła - komentuje Piotr Górnik.
Jacek Chodkowski wskazuje, że część wydarzeń, które będą kształtować sytuację ciepłownictwa w roku 2023, będzie konsekwencją trendów zapoczątkowanych jeszcze w roku 2022. Wskazuje przy tym na kilka kwestii, które mogłyby się zmaterializować w roku 2023 lub w najbliższych latach istotnie przyczyniając się do poprawy sytuacji sektora ciepłownictwa.
- Dla sektora ciepłownictwa zasadnicze znaczenie ma system taryfowania. Model taryfowania jednostek wysokosprawnej kogeneracji, który obecnie funkcjonuje, jest anachroniczny i nie odzwierciedla zmian zachodzących na rynku, odnoszących się do rosnących kosztów paliwa oraz uprawnień do emisji CO2 - mówi Jacek Chodkowski.
- W efekcie spółkom ciepłowniczym brakuje środków na przeprowadzenie transformacji. Zmiany w tym zakresie mogłyby się przyczynić do rozwoju segmentu kogeneracyjnego, zwiększając bezpieczeństwo energetyczne państwa i zapewniając efektywne wykorzystanie paliw - dodaje Jacek Chodkowski.
Zaznacza przy tym, że istotne jest także zapewnienie środków na transformację ciepłownictwa, przygotowanie programów finansowania i zapewnienia wsparcia. Ocenia, że "zapewne znaczna część spółek ciepłowniczych zakończyła rok 2022 w nienajlepszej kondycji finansowej i z niewielkimi perspektywami do jej poprawy".
Jego zdaniem problemy z utrzymaniem rentowności są niebagatelne, a wszechobecna niepewność nie sprzyja podejmowaniu jednoznacznych decyzji na poziomie poszczególnych spółek.
- W listopadzie w Egipcie odbył się szczyt klimatyczny COP27, podczas którego m.in. przestrzegano przed renesansem paliw kopalnych, który mógłby być wymuszony przez krótkookresową sytuację rynkową. Osiągnięcie neutralności klimatycznej do 2050 r. i przeciwdziałanie postępującym zmianom klimatycznym jest strategicznym wyzwaniem ludzkości, ale wymaga również ogromnych nakładów inwestycyjnych - mówi Jacek Chodkowski.
- Szacuje się, że koszt transformacji całego sektora ciepłownictwa w Polsce może wynieść nawet 80 mld zł. Dlatego największym wyzwaniem nie jest nawet tempo wprowadzania zmian, ale kapitał potrzebny na inwestycje. Stąd możliwie szybkie zapewnienie środków finansowych i właściwe rozpisanie programów finansowania i wsparcia transformacji ciepłownictwa odegra szczególnie ważną rolę w osiąganiu strategicznych celów klimatycznych - komentuje Jacek Chodkowski.
Jacek Chodkowski - dyrektor generalny Grupy Dalkia Polska (Fot. mat pras. Dalkia Polska)Uważa on, że właściwym kierunkiem byłoby również zaprojektowanie efektywnych systemów wsparcia dla OZE i gazu kopalnianego (metanu) jako przyjaznych środowiskowo alternatyw dla stosowania węgla w ciepłownictwie.
- Na podstawie dotychczasowych doświadczeń można wysnuć wniosek, że system aukcyjny nie sprawdził się w przypadku biomasy i biogazu, a to właśnie tego typu alternatywy są coraz częściej rozważane przez branżę ciepłowniczą w procesach dekarbonizacji - mówi Jacek Chodkowski.
- Poza rozwojem projektów zaliczanych stricte do OZE pozytywny wpływ na środowisko ma również wykorzystywanie gazu kopalnianego (metanu) w procesie wytwarzania energii i ciepła, ponieważ pomaga uniknąć najbardziej szkodliwych emisji. We Francji oraz w Niemczech wykorzystywanie gazu kopalnianego (metanu) kwalifikuje się do analogicznego wsparcia, jak to przewidziane dla OZE. Według mnie jest to właściwy kierunek - stwierdza Jacek Chodkowski.
Jego zdaniem polskie przepisy powinny wspierać wykorzystanie potencjału metanu w związku z wysiłkami na rzecz ograniczenia szkodliwych emisji i przyspieszenia transformacji ciepłownictwa. Podkreśla, że wychwytywanie metanu z kopalni węgla i wykorzystywanie go następnie w procesach kogeneracji sprzyja realizacji celów bezpieczeństwa i ochrony środowiska.
Zdaniem Pawła Orlofa zasadne jest wprowadzenie regulacji "promujących firmy ciepłownicze, które realnie podejmują mierzalne działania, mające na celu redukcję kosztów, doskonalenie wskaźników operacyjnych i technicznych w stronę efektywności energetycznej".
- Potrzebne są regulacje, które promują przedsiębiorstwa inwestujące w zazielenianie ciepłownictwa - podkreśla Paweł Orlof.
Wskazuje też na potrzebę wprowadzenia "pragmatycznych zapisów w regulaminach programów UE, takich jak Feniks, aby w jak największym stopniu dokonać transformacji ciepłownictwa w kierunku zazielenia, podniesienia efektywności energetycznej i transformacji ciepłownictwa", a w szczególności zapisów wspierających działania odzysku ciepła waste-to heat i budowę inteligentnej sieci ciepłowniczej.
Paweł Orlof, prezes zarządu Veolii Energii Warszawa (Fot. mat. pras. Veolia Energia Warszawa)Paweł Orlof uważa, że wskazana jest reforma ustawy o efektywności energetycznej, "aby w jak największym stopniu dokonać transformacji ciepłownictwa w kierunku zazielenia, podniesienia efektywności energetycznej i transformacji ciepłownictwa w kierunku neutralności klimatycznej, w tym takie działania, jak odzysk ciepła czy inteligentne sieci ciepłownicze".
- To jedne z działań, które powinny być promowane również przez przyznawanie białych certyfikatów - uważa Paweł Orlof.
Oglądasz archiwalną wersję strony Europejskiego Kongresu Gospodarczego.
Co możesz zrobić:
Przejdź do strony bieżącej edycji lub Kontynuuj przeglądanie
