Według szacunków Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej (PTEC), transformacja polskiego ciepłownictwa do 2050 r. pochłonie od 299 do 466 mld zł. Problem w tym, że wciąż nie jest pewne, jak sfinansować tak ogromne wydatki. Branża od lat zmaga się z ujemną rentownością – w latach 2019-2023 działała na minusie – a jednocześnie inwestuje rekordowe środki w modernizację, rozwój i ochronę środowiska. W 2023 r. nakłady sięgnęły niemal 5 mld zł, najwięcej od 2015 r.

Potrzeba reformy taryf

Ciepłownictwo systemowe to mocno uregulowany sektor, taryfy zatwierdza prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Podczas panelu „Ciepłownictwo w obliczu wyzwań” na konferencji Energy Days w Katowicach, Anna Mielcarek, dyrektorka Departamentu Rynków Energii Elektrycznej i Ciepła w URE przyznała, że widzi potrzebę reformy systemu taryfowania, ponadto część przedsiębiorstw sygnalizuje regulatorowi potrzebę zmiany procedowania taryf i wydłużenia okresu ich zatwierdzania.

Dodała, że dyskusje na ten temat trwają w zespole ds. transformacji ciepłownictwa powołanym w Ministerstwie Energii. Pierwsze posiedzenie odbyło się 24 września.

Branża apeluje o reformę sposobu taryfowania od dłuższego czasu, żeby łatwiej było pozyskać pieniądze na transformację. W raporcie PTEC organizacja apeluje m.in. o elastyczność w kształtowaniu taryfy dla jednostek kogeneracji, umożliwienie taryfowania dla akumulatorów ciepła czy zwiększenie ważonego średniego kosztu kapitału na potrzeby pokrywania kosztów uzasadnionych dla technologii OZE czy ciepła odpadowego. Pierwsza reforma rozporządzenia taryfowego nastąpiła niedługo po objęciu stanowiska przez ministra energii Miłosza Motykę – chodziło o usunięcie zapisu ograniczającego wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła dla starszych jednostek kogeneracyjnych.

Według Marcina Staniszewskiego, prezesa TAURON Ciepło, warto pomyśleć o dłuższych terminach obowiązywania taryf na ciepło oraz nowych zasadach zwrotu z kapitału. Rozłożenie inwestycji w czasie może pozytywnie wpłynąć na odbiorców. TAURON Ciepło realizuje obecnie 12 projektów inwestycyjnych o wartości 5 mld zł do 2030 r.

Temat wpływu inwestycji na ceny ciepła dla odbiorców był wielokrotnie poruszany w dyskusji. Podkreślano, że wysokość taryf musi być akceptowalna dla klientów, co będzie wyzwaniem w kontekście wysokich nakładów do poniesienia. Krzysztof Zamasz, wiceprezes Veolii, podkreślał, że „najlepsza energia to ta, której nie wyprodukujemy”. Według analizy PTEC, do 2050 r. od 102 do 211 mld zł pochłonie infrastruktura wytwórcza, 82-106 mld zł sieci przesyłowe i dystrybucyjne, a 115-149 mld zł modernizacja instalacji odbiorczych.

– Ktoś będzie musiał za to zapłacić, a my będziemy musieli przed URE wykazać, że te inwestycje są racjonalne – zaznaczył Krzysztof Zamasz, ostrzegając, że zbyt wysokie koszty mogą uderzyć w gospodarstwa domowe oraz w przemysł.

Różne strategie, podobne problemy

Mariusz Michałek, wiceprezes PGE Energia Ciepła powiedział, że zgodnie ze strategią Grupy PGE, spółka planuje wydać w sumie 15 mld zł w ciągu dziesięciu lat na nowe jednostki wytwórcze w segmencie ciepłownictwa. Dlatego PGE EC korzysta z programów oferowanych m.in. przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, jednak dostrzega, że po wsparcie zgłasza się dużo podmiotów, a dostępne fundusze umożliwiają realizację tylko część potrzeb. PGE współpracuje więc także z bankami oraz ma możliwość skorzystania z cash poolingu Grupy Kapitałowej, co, jak zauważył Mariusz Michałek, to raczej operacyjne ułatwienie.

Michał Olszewski, wiceprezes zarządu ORLEN Termika przyznał, że wyzwań związanych z finansowaniem jest mnóstwo. Spółka korzysta z finansowania zwrotnego i wewnątrzgrupowego, obawy budzą jednak także długotrwałe procedury administracyjne oraz przyszłe koszty odnawialnych paliw, które wpłyną na ceny dla odbiorców.

– W perspektywie 2035 czy 2040 r. bardziej będzie nas interesowało nie to, czy będziemy mieli czym zastąpić metan, ale czy to paliwo będzie dostępne cenowo do naszych klientów – opisywał Michał Olszewski, podając przykład powstających bloków gazowo-parowych, które mogą być przystosowywane do współspalania wodoru. Problem pojawi się, jeśli w przyszłości będzie on drogi.

– Wszyscy podlegamy regulacjom URE i dobór naszych paliw jest w dużej mierze podyktowany tym, żeby zaproponować miks paliwowy, który nie zabije klienta – podkreślał.

Ważne jest m.in. to, jak po 2035 r. będzie kształtował się rynek biometanu. Obecnie system wsparcia operacyjnego obejmuje tylko instalacje o mocy mniejszej niż 1 MW, dopiero we wrześniu pierwsza biometanownia w Polsce została przyłączona do sieci.

Lokalny charakter ciepłownictwa

Strategie poszczególnych firm różnią się m.in. ze względu na lokalny charakter systemów ciepłowniczych. Na koniec 2023 r. 398 przedsiębiorstw posiadało 815 koncesji na prowadzenie działalności ciepłowniczej wydanych przez Prezesa URE.

Uczestnicy panelu zgodzili się, że niezbędny jest dialog na poziomie lokalnym.

Z kolei Mariusz Michałek wskazywał, że do realizacji inwestycji niezbędna jest akceptacja społeczna , a Marcin Staniszewski dodał, że trzeba przekonać społeczeństwo, że transformacja ostatecznie jest dla wszystkich opłacalna i korzystna.

HA
ikona lupy />
Materiały prasowe