Ciepłownictwo znalazło się w regulacyjnej pułapce zastawionej przez przepisy unijne i krajowe. Ratunkiem są inwestycje w ochronę środowiska, ale rentowność sektora jest tak niska, że wiele firm może im nie podołać.
Z ciepła produkowanego w Polsce przez ciepłownie i elektrociepłownie korzysta około 15 mln osób, co oznacza, że ciepło systemowe pokrywa w Polsce około 47 proc. zapotrzebowania na ciepło w sektorze komunalno-bytowym.
W miastach udział ciepła systemowego w zaopatrzeniu mieszkańców w ciepło wynosi 55-60 proc., a w krajowym ciepłownictwie pracuje ponad 40 tys. osób.
Moc zainstalowana w ciepłowniach i elektrociepłowniach, które w 75 proc. pracują na węglu, spada, ale na koniec 2009 roku ciągle była olbrzymia. Wynosiła blisko 60 tys. MW, czyli znacznie więcej niż moc krajowych elektrowni. Wskutek regulacji, głównie unijnych, ten krajobraz jednak się zmieni, a pytaniem jest tylko, jak bardzo i z jakimi skutkami dla samej branży oraz odbiorców ciepła.
Rozwój ciepłownictwa w Polsce
– Rozwój ciepłownictwa w Polsce w najbliższych kilku latach będzie kształtowany przez dyrektywy dotyczące emisji przemysłowych oraz system handlu uprawnieniami do emisji CO2. Te regulacje będą wymuszać obniżanie emisji i wpływać na kierunek modernizacji lub zmianę paliwa na gaz lub biomasę – prognozuje Jacek Sawicki, prezes zarządu Vattenfall Heat Poland. – Również nie bez znaczenia dla ciepłownictwa będą regulacje wynikające z wdrożenia dyrektywy promującej energię odnawialną.
Inwestycje będą musiały być ekonomicznie uzasadnione, czyli zapewniać zwrot poniesionych nakładów. Nie będzie to, zdaniem Sawickiego, zadanie łatwe, biorąc pod uwagę, że kalkulacje finansowe wymagają przewidywalności, na przykład co do przyszłego kształtowania zasad i funkcjonowania systemu regulacji czy też przydziału i handlu uprawnieniami do emisji CO2.
Stara bieda
Dzięki wytrwałemu lobbingowi ciepłowników, ale także władz Polski, zgodnie z dyrektywą o emisjach przemysłowych przyjętą przez Parlament Europejski w lipcu br. krajowa branża zyskała kilka dodatkowych lat na dostosowanie się do zaostrzanych norm emisji SO2, NOx i pyłów. Pierwotnie miały one zacząć obowiązywać od 2016 roku i jasne było, że do tego czasu ciepłownie się nie zmodernizują.
– Udało się zapisać w dyrektywie przesunięcie wejścia w życie w Polsce zaostrzonych norm ochrony środowiska dla instalacji ciepłowniczych – potwierdza Bogusław Regulski, wiceprezes zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie.
– Dotyczy to istniejących instalacji o mocy do 200 MW, które co najmniej 50 proc. ciepła użytkowego w postaci pary i ciepłej wody dostarczają do publicznych sieci ciepłowniczych. Z przyjętych zapisów wynika, że stare standardy emisji SO2, NOx i pyłów będą mogły utrzymać do końca 2022 roku.
Moc ponad 200 MW
Istniejące instalacje o mocy ponad 200 MW do końca 2022 roku mogą być zwolnione z przestrzegania nowych norm emisji, o ile operator instalacji zobowiąże się, że od 2016 roku do 2022 roku nie będzie eksploatował instalacji przez więcej niż 17,5 tysiąca godzin. Oznacza to, że ciepłownie dzięki skutecznemu lobbingowi mają teraz ponad dekadę na poprawę standardów emisyjnych. Nie znaczy to jednak, że wszystkie sprostają wyzwaniu.
– Polityka państwa reprezentowanego przez URE doprowadza do tego, że ciepłownictwo w skali kraju jest zdekapitalizowane w około 70 proc. – ocenia Szczepan Lewna, członek zarządu firmy SWL Polska, która sprawuje nadzór właścicielski nad spółkami ciepłowniczymi w Polsce z większościowymi udziałami Stadtwerke Leipzig.
– Branża zabiega o zmianę stanowiska URE, które jest trudno wytłumaczalne z punktu widzenia potrzeb gospodarczych i potrzeb społecznych widzianych długofalowo, bo powoduje utrzymywanie branży w biedzie, właściwie wykluczając możliwość inwestowania.
Jeśli ktoś inwestuje, to, zdaniem Lewny, raczej w zakup rynku niż w same inwestycje infrastrukturalne, bo to się nie zwraca.
Sytuacja ciepłownictwa przypomina sytuację elektroenergetyki sprzed kilku lat, kiedy ta tłamszona ekonomicznie cenami regulowanymi nie była w stanie zdobyć się na istotniejsze inwestycje. W ubiegłym roku sprzedaż całego sektora – wytwarzanie, przesył, dystrybucja, obrót – wyniosła 14,62 mld zł wobec 13,43 mld zł w 2008 roku.
Formalnie rentowność branży podobnie jak w 2008 roku była ujemna i wyniosła około minus 2,1 proc., co oznaczało około 319 mln zł straty. Regulator wyjaśnia jednak, że tak naprawdę ciepłownie zarobiły w ubiegłym roku około 92,8 mln zł, a pokazywany wynik ujemny sektora to skutek wykazania przez elektrociepłownie straty na sprzedaży ciepła w wysokości 412,4 mln zł, co uznaje za wynik niewiarygodny.
– Prawidłowy obraz sytuacji ciepłownictwa tak naprawdę pokazują wyniki rentowności w sektorze ciepłowni bez kogeneracji.
Wyniki kogeneracji nie są wiarygodne z uwagi na metodę regulacji cen ciepła, która odrywa sposób kalkulowania cen generujących przychody od podziału kosztów pomiędzy prąd i ciepło, stosowanego przez elektrociepłownie – wyjaśnia Marek Woszczyk, wiceprezes Urzędu Regulacji Energetyki.
Tak czy inaczej wyniki ciepłowni są marne, a potrzeby inwestycyjne duże.
Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie podaje, że w Polsce instalacje o mocy do 200 MW w zasadzie nie mają żadnych instalacji odsiarczania, a taka instalacja zarazem ograniczająca emisję pyłów kosztuje w przeliczeniu na 1 MW zainstalowanej mocy 0,25-1 mln zł. Nie będzie łatwo na to zarabiać, bo nie zapowiada się na rozluźnienie gorsetu regulacyjnego opartego o formułę tak zwanych kosztów uzasadnionych.
– A to z uwagi na specyfikę tego sektora, w którym każde przedsiębiorstwo stanowi de facto osobny przypadek wymagający indywidualnego podejścia – uzasadnia wiceprezes Woszczyk. – Nie ma dwóch takich samych przedsiębiorstw ciepłowniczych, stąd trudno tutaj o zastosowanie regulacji benchmarkowej w całym ciepłownictwie.
Niemniej jednak nie oznacza to, że model kosztowy będzie trwał po wieki. Przykładem jest odejście od modelu regulacji kosztowej w przypadku elektrociepłowni.
Koszty za progiem
Za niespełna dwa i pół roku ciepłownictwo będzie się musiało zmierzyć z problemem CO2. Nie wygląda jednak na razie, żeby regulacje miały sprzyjać branży.
Wydaje się, że Bruksela odpuściła nieco restrykcje w zakresie emisji innych niż CO2, kładąc nacisk na dwutlenek węgla, co oznacza, że ciepłownictwo musi podejmować zasadnicze decyzje – odchodzić od węgla czy nie.
Dyrektywa o Europejskim Systemie Handlu Emisjami (ETS) mówi, że źródła ciepła o mocy w paliwie powyżej 20 MW w 2013 roku dostaną 80 proc. uprawnień za darmo, a 20 proc. będą musiały kupić. Stopniowo liczba przydzielanych darmowych uprawnień będzie malała, aż do zera w 2027 roku. Alokacja uprawnień będzie się odbywała na podstawie poziomów produkcji z lat 2008-12, ale także od tak zwanego benchmarku produktowego, charakterystycznego w tym przypadku dla produkcji ciepła.
Bogusław Regulski
– Na razie Komisja Europejska chce, żeby to był benchmark gazowy, na który Polska nie chce się zgodzić – sygnalizuje Bogusław Regulski. – Zważywszy, że jeszcze 20 proc. uprawnień do emisji CO2 ciepłownie będą musiały w 2013 roku kupić, zastosowanie benchmarku gazowego oznaczałoby, że w przypadku ciepłowni węglowych już w 2013 roku deficyt uprawnień do emisji CO2, czyli to, co trzeba kupić, wynosiłby nie 20 proc., a ponad 55 proc. W razie porażki negocjacyjnej może zatem dojść do skokowego wzrostu cen ciepła z powodu CO2 już w 2013 roku, a poza tym, jeśli za tym regulacjami unijnymi nie poszłyby kolejne regulacje krajowe, to na rynku ciepła może powstać olbrzymie zamieszanie związane z odłączaniem się odbiorców od sieci ciepłowniczych.
Moc poniżej 20 MW
Instalacje o mocy poniżej 20 MW nie będą uczestniczyły w systemie ETS, natomiast nie jest powiedziane, że nie będą uczestniczyły w innym zastępczym systemie redukcji CO2. Mechanizmy równoważne do ETS przewidziane są na razie w dyrektywie dla najmniejszych instalacji objętych ETS, tj. nie większych niż 35 MW i emitujących mniej niż 25 tys. ton CO2 rocznie.
W wielu krajach członkowskich Unii wprowadzone są, lub będą wprowadzane, systemy podatkowe związane z emisją CO2 (np. opodatkowanie paliw). W naszych warunkach, aby utrzymać równowagę na rynku ciepła i uporządkować systemowo kwestie emisji CO2, takie mechanizmy – zdaniem Regulskiego – też powinny zostać wdrożone.
Dla ciepłowników problem równomiernego obciążenia kosztami emisji CO2 wszystkich źródeł ciepła, w tym indywidualnych, staje się zupełnie podstawowy.
– Jeżeli Polska nie opodatkuje wewnątrz kraju węgla jako paliwa, to ciepłownie będą musiały płacić za emisję CO2, a Kowalski nie i wtedy odbiorcy będą się odłączać od sieci ciepłowniczych, bo ciepło systemowe będzie droższe – przewiduje Józef Neterowicz, ekspert ds. energii odnawialnych i ochrony środowiska Związku Powiatów Polskich. – I to jest większy problem dla ciepłownictwa niż sam wzrost kosztów wytwarzania wskutek konieczności zakupu uprawnień do emisji CO2 oraz zaostrzania norm ochrony środowiska.
Ministerstwo Skarbu Państwa sprzedało już niemal wszystkie duże przedsiębiorstwa energetyki cieplnej
Jak ujawnił Jan Bury, wiceminister skarbu, na końcowym etapie negocjacji jest sprawa sprzedaży ZE Bytom i EC Zabrze, których Tauron Polska Energia nie chciał za darmo na rzecz fińskiej korporacji Fortum. Jeśli transakcja się uda, to resortowi pozostanie do zbycia jeszcze tylko PEC w Jastrzębiu Zdroju, który zgodnie z decyzją resortu nie będzie komunalizowany, a prywatyzowany. Oznacza to zarazem, że w związku z opisywanymi regulacjami olbrzymie wyzwania czekają przede wszystkim samorządy nie kwapiące się na razie do sprzedaży ciepłowni.
– Własność publiczna w ciepłownictwie się kurczy, a państwowej już prawie nie ma.
W tej chwili około 60 proc. firm ciepłowniczych jest w rękach komunalnych – mówi wiceprezes Marek Woszczyk.
Kup pan PEC
Jedne samorządy są skłonne do sprzedaży ciepłowni, inne nie. Zdarza się, że samorząd, aby mieć finansowy wkład własny w projekt infrastrukturalny, który ma być współfinansowany z funduszy unijnych, musi się pozbyć części przedsiębiorstwa ciepłowniczego.
Samorządy są poważnie zadłużone, co coraz częściej może je skłaniać do wyprzedaży ciepłowni. Zjawisko dążenia samorządów do sprzedaży firm ciepłowniczych nie występuje dzisiaj jednak na taką skalę, żeby można mówić o jakimś trendzie.
– Takie zamiary pojawiają się sporadycznie, między innymi wtedy, gdy samorządom brakuje środków na inwestycje. Czas nie jest korzystny, by sprzedawać firmy komunalne, bo zbliżają się wybory samorządowe, a prywatyzacja wpisana w program wyborczy to nie jest najlepszy pomysł na kampanię wyborczą – ocenia Regulski.
Co jest sprzedamy przedsiębiorstwa energetyki cieplnej?
Jeśli samorząd zdecydowałby się na sprzedaż przedsiębiorstw energetyki cieplnej, to może liczyć na nabywców. Zainteresowanie inwestowaniem w rynek ciepła deklarują – mimo wszystkich jego ułomności – poważni inwestorzy.
Fortum Power and Heat Polska szuka możliwości nabycia lokalnych ciepłowni lub elektrociepłowni, a planując rozwój, zdecydowanie stawia na produkcję energii elektrycznej i cieplnej w skojarzeniu.
– Z uwagą patrzymy na wszystkie nadarzające się okazje. Jednak decyzje inwestycyjne podejmowane są zawsze w odniesieniu do konkretnego przypadku – powiedział Kalle-Erkki Penttila, dyrektor ds. inwestycji i akwizycji Fortum Power and Heat Polska.
Także czeski koncern energetyczny CEZ nie odżegnuje się od inwestycji w ciepłownictwo w Polsce, a PGE Polska Grupa Energetyczna przyznaje, że ma plany przejęć.
– CEZ generalnie jest zainteresowany sektorem ciepłowniczym w Polsce, wiele jednak zależy od konkretnej oferty – zastrzega Petr Ivanek, prezes CEZ Polska. – Nie bez znaczenia jest tu bliskość geograficzna źródeł wytwarzania w ramach portfela spółek w Polsce, a także możliwości rozwoju rynku dystrybucji ciepła w poszczególnych regionach Polski. Największą synergię dla CEZ dają takie firmy ciepłownicze w Polsce, które mogą zapewnić dystrybucję wytwarzanej przez CEZ w danym regionie energii.
Dostęp do nowych rynków ciepła to według PGE potencjał zwiększenia efektywnej produkcji w skojarzeniu. – Analizujemy konkretne projekty, jednak specyfika działalności akwizycyjnej nie pozwala mówić na tym etapie o szczegółach – powiedział Wojciech Topolnicki, wiceprezes zarządu PGE ds. rozwoju i finansów.