Rosnące koszty zmrożą ciepłownie

Przed wytwórcami ciepła stoi masa wyzwań związanych z transformacją energetyczną, ale też z błyskawicznie rosnącymi kosztami emisji CO2. Branża apeluje do rządu o wsparcie.

Do 2040 r. potrzeby cieplne wszystkich gospodarstw domowych, jak również przemysłu, usług, obiektów komercyjnych i biurowych mają być pokrywane przez ciepło systemowe albo przez zero- lub niskoemisyjne źródła ciepła. Taki cel wyznaczył polski rząd w nowej polityce energetycznej państwa. Firmy ciepłownicze muszą już teraz przygotować się na zmiany – zmienić paliwo na mniej emisyjne, rozbudować sieci ciepłownicze i wystartować z ofertą dla domów z indywidualnym ogrzewaniem. Branża szacuje, że transformacja całego sektora pochłonie nawet 100 mld zł. Tymczasem kondycja finansowa wielu przedsiębiorstw ciepłowniczych jest fatalna, a rosnące koszty emisji CO2 sprawiają, że część z nich już w tym roku będzie miała poważne problemy z płynnością finansową.

Przygniatające koszty

Ostatnie dane Urzędu Regulacji Energetyki pokazują, że sytuacja finansowa branży się pogarsza. W roku 2019 po raz pierwszy od 2013 r. przychody osiągnięte przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze nie umożliwiły pokrycia kosztów prowadzenia działalności związanej z zaopatrzeniem odbiorców w ciepło. Obniżenie wyniku finansowego wiązało się również z obniżeniem rentowności firm. Wskaźnik rentowności w 2019 r. znalazł się pod kreską – wyniósł prawie -3 proc. i obniżył się w stosunku do roku poprzedniego o 4,8 punktu procentowego. – Problem jest strukturalny i wymaga rozwiązań systemowych. Wiele przedsiębiorstw ciepłowniczych utraciło możliwość odkładania środków na inwestycje. A właśnie teraz rozpoczyna się transformacja branży, która pochłonie w samym tylko obszarze wytwarzania ciepła około 70 mld zł i kolejne 30 mld zł w obszarze sieci ciepłowniczych. To konieczne nakłady, które pomogą ciepłowniom przystosować się do nowych unijnych regulacji – podkreśla Jacek Szymczak, prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie.

Jako jeden z najważniejszych i najgroźniejszych bieżących problemów branży Szymczak wymienia rosnące koszty emisji CO2, bo ponad 70 proc. ciepła w Polsce produkuje się z węgla. Uprawnienia do emisji dwutlenku węgla drożeją w tempie błyskawicznym. W lutym po raz pierwszy przebiły 40 euro za tonę. – Dla branży już ubiegłoroczne 20 euro za tonę CO2 było wysokim poziomem, a teraz mamy znacznie wyższe koszty. To dla ciepłowni dodatkowy wydatek, który skutkować może utratą płynności finansowej. Takie sygnały już mamy, głównie w obszarze małych i średnich przedsiębiorstw. Tym bardziej że wiele przedsiębiorstw nie mogło pozwolić sobie w ubiegłym roku na zakup całej puli uprawnień do emisji na 2021 r. i musi dokupić je właśnie teraz, przy tak wysokich cenach. Dlatego podjęliśmy rozmowy z Ministerstwem Klimatu i Środowiska o tym, jak rozwiązać tę sytuację, jak pomóc wytwórcom poprawić płynność finansową – informuje prezes IGCP. Branża proponuje uruchomienie środków np. z Polskiego Funduszu Rozwoju na pożyczki na preferencyjnych warunkach, przy korzystnej formie zabezpieczenia. Byłoby to dużym wsparciem, bo banki nie zawsze chcą udzielać ciepłowniom dodatkowych kredytów. Kolejna propozycja to zmiana sposobu kalkulowania taryfy na ciepło, która powinna odzwierciedlać faktyczne koszty emisji CO2. Z drugiej zaś strony – jak słyszymy od firm ciepłowniczych – ceny ciepła są już na tyle wysokie, że nie ma tu wielkiego potencjału do dalszych zwyżek. Zbyt drogie ciepło systemowe spowoduje, że odbiorcy zaczną szukać innych sposobów ogrzewania swoich domów, zamiast pobierać ciepło z sieci.

Zastąpić węgiel

Notowane na giełdzie firmy prowadzące biznesy ciepłownicze stawiają przede wszystkim na gaz, który jest mniej emisyjnym paliwem niż węgiel. Kluczem do poprawy rentowności ma być też dalszy rozwój kogeneracji, a więc jednoczesnego wytwarzania energii cieplnej i elektrycznej. Szereg inicjatyw w tym obszarze realizuje PGE Energia Ciepła. Budowa nowych gazowych źródeł kogeneracyjnych dotyczy takich lokalizacji jak elektrociepłownie w Siechnicach, Bydgoszczy, Kielcach czy Zgierzu.

– Realizowany przez nas projekt nowej elektrociepłowni Nowa Czechnica w Siechnicach pod Wrocławiem będzie miał fundamentalne znaczenie dla zapewnienia dostaw ciepła i energii do całej aglomeracji wrocławskiej. To jeden z wielu projektów wpisujących się w działania na rzecz odejścia od wykorzystania węgla w kierunku paliw niskoemisyjnych. Szacujemy, że całkowite odejście od tego paliwa w 2023 r. nastąpi w elektrociepłowniach w Zgierzu, Kielcach, Lublinie, Rzeszowie, Gorzowie Wielkopolskim, a znaczące w elektrociepłowniach w Bydgoszczy, w EC Czechnica, EC Gdynia w 2022 r. i EC Gdańsk w 2021 r. – wylicza Przemysław Kołodziejak, prezes PGE Energia Ciepła.

Na gaz stawia też PGNiG Termika. W ubiegłym roku ruszyła – z ogromnym poślizgiem – zasilana gazem EC Stalowa Wola. Inwestycję tę spółka realizowała wspólnie z Tauronem. PGNiG Termika buduje też blok gazowy w warszawskiej EC Żerań.

Gaz ma być jednak paliwem przejściowym w polskiej energetyce, a ponadto Unia Europejska stawia przed biznesem ciepłowniczym jasne wytyczne, by zwiększać udział odnawialnych źródeł energii w produkcji ciepła – o 1,1 pkt proc. średniorocznie do roku 2030. Taki też zapis pojawił się w nowej strategii energetycznej kraju. W 2019 r. udział OZE w ciepłownictwie stanowił 9,5 proc. Wytwórcy zaznaczają, że w dużych systemach ciepłowniczych nie jest łatwo zaspokoić ten unijny wymóg. Dziś jedynym rozwiązaniem jest częściowe przejście na biomasę lub biogaz, ale to też ma swoje mankamenty. Zastąpienie obecnej produkcji kolektorami słonecznymi lub magazynami ciepła wymagałoby zajęcia gruntów na niewyobrażalną skalę. Są więc pomysły, by duże instalacje uiszczały opłatę zastępczą. Pieniądze te mogłyby popłynąć na inwestycje w OZE u mniejszych producentów ciepła, których nie stać na rozwój. W ten sposób cel udziału OZE w produkcji ciepła na poziomie kraju byłby zrealizowany.

Krajowa polityka energetyczna wskazuje, że wzrost udziału OZE w ciepłownictwie systemowym powinien się odbywać poprzez wykorzystanie biomasy, biogazu czy geotermii, jak również energii słonecznej. Natomiast w ogrzewnictwie indywidualnym promowane są pompy ciepła, ogrzewanie elektryczne, instalacje gazowe i wykorzystujące paliwa bezdymne. – Pompy ciepła nie muszą być konkurencją dla ciepła systemowego. Przedsiębiorstwa ciepłownicze powinny ruszyć z taką ofertą do gospodarstw domowych wszędzie tam, gdzie doprowadzenie sieci nie będzie możliwe – przekonuje Szymczak. Koncerny już przygotowują strategie zaopatrzenia obiektów w indywidualne źródła ciepła.

W dalszej perspektywie istotną rolę może odgrywać zielony wodór. Wytwórcy już przygotowują się do tej rewolucji. – Trudno mówić o tym, jak będzie wyglądała energetyka za 20 czy 30 lat, jednak już teraz producenci turbin czy silników gazowych deklarują, że posiadają urządzenia gotowe do współspalania np. wodoru. Zapowiadają, że ok. 2030 r. powinny się pojawić urządzenia spalające czysty wodór. Oczywiście poza urządzeniami do spalania wodoru musi być jeszcze dostępny sam wodór, stąd tak ważne są wszystkie projekty badawczo-rozwojowe zakładające poszukiwanie sposobów jego pozyskiwania – podkreśla Kołodziejak.

Duże przetasowania

W tle transformacji trwają negocjacje dotyczące zmian kapitałowych w branży. PGE jest zainteresowana przejęciem polskich aktywów grupy CEZ. Wraz z PGNiG zgłosiła też chęć zakupu zlokalizowanych w Polsce ciepłowni Fortum. PGNiG wcześniej wyrażało też chęć uczestniczenia w przejęciu ciepłowni CEZ i negocjowało zakup biznesu ciepłowniczego od Tauronu. Z tych rozmów gazownicza spółka jednak się wycofała. W tej sytuacji Tauron prawdopodobnie zrezygnuje ze sprzedaży ciepłowni i sam zajmie się transformacją tego biznesu.