Do przeprowadzenia dekarbonizacji brakuje co najmniej 200 mld zł. Skuteczną transformację sektora umożliwi podjęcie działań strategicznych i regulacyjnych.
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. Plany dekarbonizacji wymagają natomiast 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”.
Polskie ciepło uzależnione od węgla
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.
Wielowymiarowa transformacja
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.
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.
Ramy prawne nakładają na sektor nowe obowiązki
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.
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.
PKB w strefie euro bez dobrych perspektyw
