Rozporządzenie taryfowe dla ciepłownictwa

Na początku sierpnia br. Ministerstwo Klimatu i Środowiska przedstawiło do konsultacji projekt zmian rozporządzenia taryfowego, które ma pomóc przedsiębiorstwom ciepłowniczym rozpocząć proces wymiany przestarzałego parku maszynowego na bardziej przyjazny dla środowiska. To ważne rozporządzenie i dobrze, że wreszcie zostało opublikowane. Problem w tym, że stało się to co najmniej o 10 lat za późno. Jak Ministerstwo samo przyznaje, sytuacja techniczno-finansowa przedsiębiorstw ciepłowniczych jest zła, a potrzeby inwestycyjne ogromne.

*Andrzej Rubczyński, dyrektor ds. strategii ciepłownictwa Forum Energii

Proponowany projekt zmiany mechanizmu ustalania ceny ciepła ma zwiększyć wiarygodność kredytową sektora i wesprzeć jego transformację. Lektura dokumentu pozostawia jednak wątpliwości, czy na pewno tak się stanie: łatwo można zauważyć, że oferowane lekarstwo jest na stare choroby, które spowodowały obecne problemy. Nie widać za to impulsu, który popchnąłby sektor na nowe tory – prowadzące do neutralności klimatycznej, zbieżne z celami nakreślonymi w najnowszym pakiecie legislacyjnym Komisji Europejskiej Fit for 55.
Najpierw krótkie przypomnienie. Rozporządzenie taryfowe, wynikające z zapisów ustawy Prawo energetyczne (z 1997 r.), jest aktem prawnym opisującym sposób ustalania cen ciepła przez koncesjonowane przedsiębiorstwa, które zajmują się przesyłaniem i dystrybucją lub wytwarzaniem ciepła. Zgodnie z prawem, na końcu procedury URE zatwierdza przedłożone propozycje, decydując o tym, ile zapłacimy za ciepło i czy przedsiębiorstwo uzyskuje uzasadnione przychody. Niestety, nadmierna koncentracja URE na utrzymaniu niskich cen ciepła doprowadziła do tego, że ciepłownictwo systemowe jest dzisiaj silnie zdekapitalizowane, uzależnione od węgla i w opłakanej sytuacji finansowej.
Intencją nowego rozporządzenia taryfowego jest eliminacja wad systemowych, i tym samym zwiększenie zdolności sektora do realizacji nowych inwestycji.
Kluczowe zmiany wprowadzane nowym rozporządzeniem:

1. Możliwość obniżenia kosztów operacyjnych przedsiębiorstw przesyłu i dystrybucji ciepła oraz wytwórców ciepła (niekorzystających z uproszczonego sposobu kalkulacji cen), bez ryzyka utraty przychodu, w wyniku obniżenia ceny ciepła w procesie taryfowania.
   Jest to próba naprawy fundamentalnej wady mechanizmu taryfowego zniechęcającej do ograniczania kosztów produkcji i przesyłu ciepła. Legislator wprowadził wzory pozwalające wyliczyć minimalny przychód przedsiębiorstwa.
   Dla dystrybutorów ciepła minimalny przychód zależy od średniego krajowego współczynnika udziału kosztu strat w sieciach oraz kosztów wynagrodzeń w kosztach przesyłu. Dla wytwórców, minimalny przychód uzależniony jest od średnich wskaźników udziału kosztów paliw i CO2 w kosztach wytwarzania ciepła a także kosztów wynagrodzeń.
   Po wejściu w życie rozporządzenia przedsiębiorstwo, które w wyniku działań modernizacyjnych zredukuje swoje koszty, nie będzie musiało obniżyć ceny ciepła, a zakumulowany w ten sposób kapitał może przeznaczyć na dalsze modernizacje.
2. Przyspieszenie akumulacji kapitału przez wytwórców ciepła w jednostkach kogeneracji (stosujących uproszczoną metodę kalkulacji cen ciepła), poprzez zwiększenie o 1 punkt procentowy corocznego tempa wzrostu ceny ciepła.
   Mechanizm taryfowania nie odzwierciedlał w pełni kosztów CO2 oraz kosztów inwestycji środowiskowych w cenie referencyjnej (będącej bazą odniesienia dla ceny ciepła z jednostek kogeneracyjnych).
   Cena referencyjna kształtowana jest na podstawie kosztów produkcji ciepła w małych ciepłowniach. Nie dość, że sam proces ustalania tych kosztów niesie ze sobą opóźnienie czasowe, to dodatkowo nie wszystkie brane pod uwagę jednostki należą do systemu ETS, co zniekształca uśrednioną cenę ciepła. Dodatkowo, jako jednostki o mniejszej mocy cieplnej ponoszą one niższe wydatki na instalacje ochrony środowiska, podlegając łagodniejszym normom emisyjnym.
   Kumulacja tych wszystkich zjawisk spowodowała obniżenie wartości ceny referencyjnej i w konsekwencji spadek rentowności przedsiębiorstw stosujących uproszczoną metodę kalkulacji ceny ciepła.
3. Premiowanie inwestycji obniżających emisję CO2, budowę źródeł wykorzystujących energię z OZE i energię odpadową, a także zmniejszenie zużycia energii odbiorcy ciepła.
   Jest to próba zmiany polityki nastawionej głównie na minimalizację ceny ciepła. W projekcie rozporządzenia rozszerzono zapisy określające czynniki, które powinien wziąć pod uwagę URE podczas zatwierdzania wielkości zwrotu z kapitału.
   Zatwierdzony przez regulatora koszt kapitału ma bezpośrednie przełożenie na poziom rentowności nowych projektów inwestycyjnych. Kluczowym wydaje się być „bonus” za redukcję emisji CO2. W rozporządzeniu zapisano, że w przypadku inwestycji w obrębie źródła ciepła, sieci przesyłowej lub infrastruktury po stronie odbiorców końcowych zwiększa się stopę zwrotu z kapitału o 1 punkt procentowy za każde 25% redukcji emisji CO2. Jest to zachęta nie tylko do budowy instalacji OZE, ale również do realizacji usług typu ESCO przez przedsiębiorstwa ciepłownicze.
4. Premiowanie inwestycji prowadzących do powstawania efektywnych systemów ciepłowniczych.
   W dokumencie zapisano, iż nowe zapisy mogą zostać zastosowane, jeżeli działania dotyczą efektywnych systemów ciepłowniczych, i jednocześnie dla których wskaźnik nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej jest mniejszy od 0,65.
   Należy jednak zwrócić uwagę na brak jednoznaczności tego zapisu. Z treści projektu wynika, że system najpierw musi być efektywny, by stać się beneficjentem mechanizmów kształtowania ceny ciepła pozwalających na akumulację kapitału. Jeżeli nie zostanie to zmienione, może to oznaczać, że przedsiębiorstwa z grupy nieefektywnych, poprzez brak zdolności kredytowej, nie rozpoczną żadnych inwestycji modernizacyjnych i na zawsze zostaną nieefektywne, pozbawione prawa korzystania z zapisów rozporządzenia.

To wszystko wskazuje, że projekt rozporządzenia ma zachęcić przedsiębiorstwa ciepłownicze do modernizacji, zwiększenia udziału energii z OZE i poprawy efektywności energetycznej. Czy jednak to wystarczy, aby sektor, nienadążający za zmianami w otoczeniu prawnym i politycznym pchnąć na nowe tory? Jeszcze nie wdrożono w pełni legislacji przedstawionych przez Komisję Europejską w tzw. Pakiecie Zimowym (2016 r.), a już pojawiają się kolejne pomysły przyspieszające procesy transformacyjne.
Co wynika z unijnego pakietu Fit for 55 dla ciepłownictwa systemowego? To co wstępnie zaproponowano w dyrektywach składających się na Fit for 55 może stanowić nie lada wyzwanie, szczególnie dla polskiego ciepłownictwa silnie uzależnionego od węgla. Na poziomie unijnym cały sektor ETS, do którego należy również ciepłownictwo systemowe, musi obniżyć emisję CO2 o 61% w stosunku do roku 2005. Tak duża redukcja pozwoli nieco łagodniej potraktować inne sektory, nie tracąc szansy na osiągnięcie łącznego celu redukcji o 55% (vs 1990 r.).
Aby zwiększyć motywację do działań redukcyjnych, każdy kraj członkowski będzie co roku otrzymywać coraz mniejszą pulę uprawnień do emisji CO2. Skala redukcji wyniesie 4,2% każdego roku. Rosnący deficyt uprawnień wywoła zapewne kolejne podwyżki ich ceny rynkowej. Bez przyspieszenia inwestycji w źródła bezemisyjne, będziemy skazani na coraz większy i coraz droższy zakup uprawnień od innych państw.

Co wynika z unijnego pakietu Fit for 55 dla ciepłownictwa systemowego?
Proponowany pakiet Fit for 55 zmienia również definicję wysokosprawnej kogeneracji, wprowadzając maksymalny pułap emisji CO2 wynoszący 270 kgCO2/MWh od 2025 r. Oznacza to, że po tej dacie systemy wyposażone w kogenerację węglową nie będą uprawnione do otrzymywania pomocy publicznej (np. w postaci premii do ceny energii). Ten przywilej zachowają jedynie wysokosprawne jednostki kogeneracyjne opalane gazem.
Zmienia się również definicja efektywnego systemu ciepłowniczego. Pierwsza przełomowa data to początek roku 2026. System efektywny ma mieć co najmniej 50% energii odnawialnej, 50% ciepła odpadowego, 80% ciepła z wysokosprawnej kogeneracji (gazowej!) lub 50% kombinacji tych form energii, pod warunkiem, że udział ciepła z OZE nie będzie niższy niż 5%. W 2035 kończy się wsparcie dla kogeneracji. Systemy ciepłownicze będą musiały być zasilane energią odpadową i odnawialną, tak by w 2050 roku udział energii z OZE był nie mniejszy niż 60%.
Są to na razie plany, które będą podlegać negocjacjom na forum Rady Europejskiej i Parlamentu. Można się jednak spodziewać, że w zbliżonej formie wejdą za parę lat w życie.

Plan działań
Idea stojąca za pakietem Fit for 55 wymaga pilnego stworzenia nowej wizji ciepłownictwa i kompleksowego planu działania. Rozporządzenie taryfowe przedstawione przez Ministerstwo Klimatu jest tu jedynie małym, nieadekwatnym do wyzwania krokiem naprzód.
Jak zapisano w Ocenie Skutków Regulacji (OSR), ma ono wygenerować dodatkowe środki finansowe na poziomie 1,6 mld zł w ciągu 5 lat. Ministerstwo szacuje, że do 2030 potrzeby finansowe związane z nowymi inwestycjami wyniosą pomiędzy 53 a 101 mld zł. Kwota dodatkowych przychodów, pochodzących z wdrożenia rozporządzenia, nawet lewarowana kredytami, będzie kroplą w morzu potrzeb. Z OSR nie wynika też, jaki cel ma zostać osiągnięty w 2030 r. Można się domyślać, że chodzi o cele dla ciepłownictwa wynikające z przyjętej (na początku 2021 r.) Polityki Energetycznej Polski do 2040. Tymczasem dokument ten nie przystaje do nowej strategii neutralności klimatycznej UE i celów przedstawionych w Fit for 55.

Czego zatem potrzeba?
• Strategia dla ciepłownictwa
Ten kluczowy dla sektora dokument ciągle jeszcze nie ujrzał światła dziennego. Strategia musi wskazywać jasne cele dla sektora i być bazą dla legislacji wykonawczej oraz mechanizmów pomocy publicznej. Ciągle jest wiele niewiadomych, np. to czy i kiedy rząd przewiduje odejście od węgla w ciepłownictwie systemowym, jakie miałyby być cele redukcji emisji gazów cieplarnianych w kolejnych dekadach po 2030 r., czy jak ma wyglądać polityka dotycząca zielonego ciepła, którego jest bardzo mało w systemach ciepłowniczych.
• Strategia dla budynków
To drugi oczekiwany dokument. Bez wytyczenia ścieżki poprawy efektywności energetycznej budynków i zmniejszenia zużycia energii końcowej trudno jest racjonalnie planować inwestycje w ciepłownictwie. Nie znając wizji zmian na rynku ciepła, ryzykujemy złe wydatkowanie środków finansowych powiększające pulę kosztów osieroconych. Dodatkowo warto podkreślić, że bez zmniejszenia zużycia energii przez budynki, transformacja ciepłownictwa może być niezwykle kosztowna dla społeczeństwa, o ile w ogóle możliwa. Dlatego też ważne jest programowe wsparcie procesów termomodernizacji budynków.
• Mechanizmy pomocy publicznej ukierunkowane na ciepłownictwo
Wraz z przyjęciem Krajowego Planu Odbudowy oraz pozyskaniem funduszy z nowej perspektywy finansowej UE pojawią się środki, które mają wesprzeć transformację polskiej gospodarki. Ciepłownictwo i ogrzewnictwo (czyli indywidualne ogrzewanie domów), będące największym krajowym sektorem energetycznym – patrząc z perspektywy wolumenu zużytego paliwa, powinno otrzymać wsparcie w proporcji do swojej pozycji na mapie energetycznej kraju oraz wpływu na środowisko. Należy też zapewnić by środki pochodzące z systemu ETS ciepłownictwa zostały w całości przekierowywane na inwestycje w bezemisyjne źródła ciepła i poprawę efektywności energetycznej.
• Rozwój mocy jednostek kogeneracyjnych
Obowiązujący od trzech lat nowy system wsparcia elektrociepłowni ciągle przynosi znikome przyrosty nowych mocy. Należy zbadać przyczyny tego zjawiska i podjąć działania naprawcze. Rozwój wysokosprawnej kogeneracji gazowej może być skutecznym środkiem zmniejszającym lukę wytwórczą w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Prognozy PSE i URE wskazują, że po sukcesywnej likwidacji bloków węglowych w krajowych elektrowniach może brakować mocy na poziome 13-15 GWe około 2035 roku. Według analiz Forum Energii, skuteczne wsparcie kogeneracji może dostarczyć od 4 do 6 GWe dodatkowych mocy dla KSE. Byłby to ważny czynnik zwiększający bezpieczeństwo energetyczne kraju.
• Rozwój źródeł ciepła wykorzystujących energię odnawialną
Zgodnie z raportami URE, udział ciepła z OZE wyniósł w 2019 roku 9,5%. To bardzo niewiele. Jeżeli zależy nam na utrzymaniu kosztu ogrzewania na racjonalnym poziomie, potrzebne jest znaczące przyspieszenie wzrostu udziału energii z bezemisyjnych źródeł, nieobciążonych kosztami zakupu uprawnień do emisji CO2.
• Nowe modele biznesowe w ciepłownictwie
Dzisiejszy model biznesowy sektora nagradza przede wszystkim wzrost produkcji. Im większa sprzedaż, tym większy zysk, ale również i większe emisje.
Widać, że taki sposób funkcjonowania stoi w sprzeczności z celem neutralności klimatycznej. Potrzebna jest zmiana podejścia. Należy przedsiębiorstwa nagradzać za jakość usługi, za zapewnienie komfortu cieplnego, a nie za ilość sprzedanego ciepła.
• Wsparcie grup społecznych zagrożonych ubóstwem energetycznym
Ciepłownictwo stanęło na progu znaczących przemian. Potrzebna jest pilna transformacja technologiczna. Zwiększone wydatki inwestycyjne będą miały przełożenie na cenę ciepła i wzrost kosztu ogrzewania. Konieczne są dalsze ulepszania, a czasem i stworzenie dedykowanych mechanizmów osłonowych dla osób najbardziej narażonych na ryzyko pogorszenia komfortu życia.

Przejdź  Pełna treść artykułu