Plany dekarbonizacji wymagają olbrzymich inwestycji, które szacuje się na przedział od 200 do blisko 400 mld zł. Niezbędnym elementem do ich wprowadzenia są odpowiednie ramy legislacyjne – wynika z raportu EY „Ciepłownictwo systemowe w obliczu zmian”.
Kryzys energetyczny i jego wpływ na ciepłownictwo
Polski sektor ciepłowniczy przechodzi obecnie okres transformacji i stoi przed szeregiem wyzwań. Wciąż odczuwalne są skutki wywołanego przez wojnę w Ukrainie, związanego z tym kryzysu energetycznego i skokowego wzrostu cen surowców. Na to nakładają się zobowiązania regulacyjne (w tym wysoki koszt emisji CO2) oraz zmniejszenie liczby odbiorców związane m.in. z przechodzeniem na indywidualne źródła ciepła.
Energetyka oparta na węglu – wysokie koszty biznesowe i środowiskowe
Miks energetyczny sektora ciepłowniczego oparty głównie na węglu to dziś koszt nie tylko środowiskowy, ale także biznesowy. Szczególnym wyzwaniem jest ujemna rentowność, którą szczególnie dotknięte są przedsiębiorstwa wytwarzające ciepło w kogeneracji. Główne przyczyny to nieadekwatny system taryfowy oraz gwałtowny wzrost kosztów działalności, w tym cen energii i emisji CO2, jakich sektor doświadczył w ostatnich latach.
Udział węgla w polskim systemie ciepłowniczym systematycznie spada, osiągając poziom 61% w 2023, najniższy od kiedy zaczęto go publikować. Chociaż udział OZE jednocześnie rośnie to pełna dekarbonizacja sektora, wymuszana regulacjami, będzie wymagać olbrzymich inwestycji, sięgających setek miliardów złotych.
Koszty dekarbonizacji ciepłownictwa: nawet 428 miliardów złotych
Co szczególnie istotne, polski sektor ciepłowniczy od czasu kryzysu energetycznego zmaga się z ujemną rentownością na poziomie -22% (dane za 2023 rok). W największym stopniu wpływa na to ujemny wynik sektora przedsiębiorstw wytwarzających ciepło w kogeneracji (czyli wraz z energią elektryczną), którego rentowność wyniosła -38%. Na tę sytuację wpływ miał nieadekwatny do dynamicznych zmian system taryfowy i skokowy wzrost kosztów działalności.
Cena za 1 GJ w okresie 2021-2023 zwiększyła się o aż 120% (z 47,7 zł do 104,7 zł), a koszt emisji CO2 w latach 2020-2023 podniósł się ponad 6-krotnie (z 15 euro/t do 100 euro/t), co szczególnie uderzyło w oparty na węglu polski sektor ciepłowniczy. Dodatkowo branża zmaga się z coraz wyższymi cenami samych surowców – podczas gdy koszt węgla kamiennego w 2023 r. wzrósł 2,5-krotnie w stosunku do średniej, to koszty gazu zwiększyły się aż pięciokrotnie, a biomasa zanotowała czterokrotny skok w porównaniu ze średnimi poziomami z tego samego okresu.
Branża boryka się z wyzwaniem pozyskania setek miliardów złotych na transformację energetyczną
Zwrot w kierunku bardziej ekologicznych rozwiązań sprawia, że udział węgla w polskim systemie ciepłowniczym systematycznie spada. W 2017 roku było to 74%, podczas gdy w 2023 wartość ta wyniosła już 61,2%. Wzrasta także udział odnawialnych źródeł energii (z 6,9% w 2013 do 14,4% w 2023). Według unijnej dyrektywy EED udział ten ma wynieść 100% w 2050 r.
W chwili obecnej przygotowane analizy sugerują jednak, że pełna dekarbonizacja wiąże się z koniecznością olbrzymich inwestycji. Według szacunków Forum Energii jest to od 196 do 225 mld złotych, podczas gdy wyliczenia Narodowego Centrum Badań i Rozwoju sugerują kwotę nawet dwa razy większą, bo 428 mld zł.
Tymczasem wskaźnik płynności finansowej sektora wynosi obecnie 0,57. To z kolei może przełożyć się na duże problemy w uzyskaniu zewnętrznego finansowania. Potwierdza to praktyka rynkowa – w 2023 r., choć wartość inwestycji sięgnęła prawie 5 mld zł, mniej niż 30% z nich zostało sfinalizowanych ze źródeł zewnętrznych.
– Miks energetyczny oparty głównie na węglu to dziś koszt nie tylko ekologiczny, ale także biznesowy. Branża boryka się z wyzwaniem pozyskania setek miliardów złotych na transformację energetyczną przy jednoczesnych problemach z rentownością. Jest to też duże wyzwanie dla legislatorów przy określaniu taryf. Obecnie wciąż kontynuowany jest program zamrażania cen energii i ciepła, ale w najbliższym czasie konieczne jest stworzenie długofalowego rozwiązania, akceptowalnego dla producentów i odbiorców sektora ciepłowniczego. Wierzę, że transformacja sektora zostanie opracowana w sposób kompleksowy, aby umożliwić jego dekarbonizację i modernizację – mówi Dariusz Kryczka, Partner EY Law, Lider Centrum Kompetencyjnego Europejskiego Zielonego Ładu EY.
Wzrost udziału OZE i wymogi unijne
Krajowe ramy prawne dotyczące sektora ciepłowniczego pokazują kierunek dla transformacji tej branży w Polsce. Jednym z najważniejszych dokumentów w krajowych regulacjach jest „Polityka Energetyczna Polski do 2040 r.” (PEP2040), czyli zespół wytycznych dla przedsiębiorców, samorządów i obywateli w zakresie transformacji polskiej gospodarki w kierunku niskoemisyjnym. Założenia stawiają na rozwój kogeneracji, zwiększenie udziału OZE, wykorzystanie ciepła z odpadów, czy modernizacja systemu dystrybucji, w tym popularyzacja magazynów ciepła czy inteligentnych sieci przesyłowych (smart grids).
Polska implementuje też w tej kwestii regulacje unijne. Jednym z kluczowych dokumentów jest strategia „Fit for 55”, na której wnioskach opiera się inicjatywa REPowerEU i Heat Pump Action Plan. REPowerEU ma na celu odejście od rosyjskich paliw kopalnych i przechodzenie na odnawialne źródła energii, a HPAP – zwiększenie liczby instalacji pomp ciepła do poziomu 6 mln rocznie.
W czerwcu 2024 r. Komisja Europejska przyjęła także rozporządzenie Net-Zero Industry Act, który ma usprawnić procedury i skrócić terminy wydawania pozwoleń na „projekty strategiczne”, którymi w wypadku branży ciepłowniczej są instalacje zeroemisyjne.
Natomiast od d 1 stycznia 2025 średnie obiekty energetycznego spalania (Medium Combustion Plants, MCP) o mocy powyżej 5 MW muszą dostosować się do nowych, rygorystycznych norm emisji.
Warto dodać, że krajowy dokument, wyznaczający kierunek realizacji postanowień PEP2040 czy Fit for 55, czyli „Strategia dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040 r.”, wciąż jest opracowywany. Opiera się on z jednej strony na planach dotyczących rozwoju ciepłownictwa w Polsce, m.in. 85% efektywnych systemów ciepłowniczych do 2030 r., wzrost udziału OZE w całym sektorze do poziomu 28,4%, spadek emisji CO2 o co najmniej 34% oraz 1,5 mln nowych gospodarstw domowych przyłączonych do sieci, a z drugiej – wskazuje na konieczne zmiany, jak chociażby nowy system taryfowania czy wprowadzenie hierarchii źródeł ciepła.
Ramy legislacyjne i strategia dla ciepłownictwa
Aby dostosować się do tych i innych regulacji, polska branża ciepłownicza musi przejść głęboką transformację. Pomóc w tym mają programy wsparcia, zarówno na poziomie krajowym, jak i europejskim, takie jak utworzony w ramach EU ETS Fundusz Modernizacyjny, a w ramach niego program „OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa” o budżecie w wysokości 2 mld zł.
Ważnym źródłem finansowania sektora ciepłowniczego jest też LIFE Clean Energy Transition, czyli podprogram LIFE Programme for the Environment and Climate Action, z budżetem 1 mld euro przewidzianym do 2027. Jednym z największych jest natomiast Krajowy Plan Odbudowy (KPO), z którego Polska otrzyma w sumie 25,27 mld euro (108,6 mld zł) w postaci dotacji i 34,54 mld euro (148,5 mld zł) w formie preferencyjnych pożyczek. Zgodnie z celami UE znaczna część budżetu KPO jest przeznaczona na cele klimatyczne (44,96%), a więc m.in. na transformacje sektora energetycznego.
– Potrzebujemy szeregu zmian w regulacjach nałożonych na sektor ciepłowniczy oraz skutecznego planu pozyskania finansowania umożliwiającego realizację ambitnych celów stawianych na poziomie krajowym i europejskim. Plany wspólnoty zbiegły się w czasie z kryzysem na rynku energetycznym, który szczególnie uderzył w oparty na węglu polski system ciepłowniczy. Dlatego potrzebujemy kompleksowego i przemyślanego planu transformacji energetycznej w Polsce, dającego firmom narzędzia do jego realizacji tak by zmaksymalizować korzyści dla odbiorców – komentuje Dariusz Kryczka.
Pełna treść Raportu EY Law: Ciepłownictwo systemowe w obliczu zmian. Rynek i regulacje do pobrania TUTAJ
