Ciepłownictwo, podobnie jak energetyka, jest obecnie w przebudowie. Jakie są największe szanse i bariery w realizacji inwestycji w tym sektorze?

Dzisiaj głównymi barierami inwestycyjnymi są uregulowania prawne – czasem złe, a czasem po prostu ich brak. Najlepszym przykładem jest zaprzestanie wsparcia kogeneracji przez półtora roku, co spowodowało praktyczne wstrzymanie decyzji inwestycyjnych.

Teraz mamy sytuację, w której system wsparcia został przedłużony, ale tylko do końca 2018 roku, czyli wspiera już istniejące jednostki. Pomijam, czy wystarczająco efektywnie, bo to jest m.in. kwestia skalkulowania opłaty zastępczej, która naszym zdaniem jest zbyt niska, ale nie będzie to impuls inwestycyjny.

Aby rozwijać kogenerację, aby zainteresować tym inwestorów, musi powstać system, który przede wszystkim jest dobrze sparametryzowany i zgodny nie tylko z ustawodawstwem czy prawem krajowym, ale i unijnym. Powinien być to system długotrwały, minimum 15-letni. Wtedy dopiero będzie można mówić o znacznym impulsie inwestycyjnym, co w przypadku kogeneracji i sektora ciepłownictwa systemowego jest bardzo ważne.

Ciepłownictwo może być partnerem dla sektora energetycznego, bo szacujemy, że jeżeli zamienilibyśmy małe i średnie źródła ciepła na źródła skojarzone, to jesteśmy w stanie wygenerować po stronie elektrycznej 4-5 tys. MW. Te inwestycje realizowane byłyby na poziomie lokalnym i zapewniałyby stabilną dostawę energii elektrycznej, co jest bardzo ważne z punktu widzenia prowadzenia systemu elektroenergetycznego.

Czyli w obecnych warunkach w kogenerację inwestować się nie opłaca i nikt o zdrowych zmysłach na kogenerację dzisiaj nie postawi?

Nie ma żadnej pewności, że jakikolwiek system wsparcia będzie funkcjonował po roku 2018, a niestety przy regulowanej cenie ciepła trudno jest dzisiaj bez owego wsparcia postawić rentowną jednostkę skojarzoną (szczególnie wykorzystującą gaz jako paliwo).

Czy widać jakieś światełko w tunelu, nadzieję, że w końcu doczekamy się systemu regulacji, który spowoduje, że inwestowanie w kogenerację – najbardziej efektywne wykorzystanie paliw – będzie w końcu sensowne?

Aktualnie prowadzone są prace w Ministerstwie Gospodarki dotyczące polityki energetycznej państwa. Jako branża, jako sektor, jako izba reprezentująca przedsiębiorstwa wnioskujemy, by w tym strategicznym dokumencie ciepłownictwo było w końcu potraktowane w sposób kompleksowy, czyli żeby pojawiły się kompleksowe rozwiązania dla wytwarzania i przesyłu.

Jednym z naszych postulatów jest, by polityka przewidywała konieczność opracowania systemu wsparcia rozwoju kogeneracji. Jeżeli ukaże się taki zapis, będzie to pierwsze światełko w tunelu. W ślad za tym powinno pójść rozwiązanie prawne. Podjęliśmy tu inicjatywę międzysektorową – współpracujemy z Polskim Towarzystwem Elektrociepłowni Zawodowych, z Izbą Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii, a ostatnio również z Izbą Gospodarczą Gazownictwa i chcemy wspólnie opracować materiał merytoryczny, który byłby pomocny w pracach ministerialnych i potem rządowych nad opracowaniem systemu wsparcia, który w następnym kroku powinien zostać przeniesiony na poziom ustawy.

Kiedy planowane jest przygotowanie tego opracowania?

Przed nami jeszcze parę miesięcy prac. Chcemy zrobić to jak najszybciej, może do końca bieżącego roku. Mamy nadzieję, że Ministerstwo Gospodarki zainteresuje się efektem tych prac.

A co z węglem w ciepłownictwie? Czy wciąż jest tu dla niego miejsce?

Węgiel odgrywa tak istotne miejsce w ciepłownictwie, że jeszcze przez długie lata będzie podstawowym, albo jednym z podstawowych nośników energetycznych. Dzisiaj jego zużycie sięga ok. 76%. 7% jest gazu, około 7% OZE, co w ciepłownictwie póki co oznacza biomasę. Nawet jeżeli będzie zmiana struktury nośników, to nie zajdzie ona szybko.

Dzisiaj nie ma wyraźnie zaznaczonej polityki paliwowej państwa, więc nie wiemy jeszcze, jaki nośnik będzie najbardziej efektywny przy realizacji nowych inwestycji, ewentualnie zamianie starych jednostek na nowe.

Oczywiście, zawsze bardzo ważna będzie kwestia emisyjności. Mamy dyrektywę o emisjach z dużych źródeł spalania, projekt dyrektywy o emisjach ze średnich źródeł. Nie wiemy – bo tego dziś nikt nie jest w stanie przewidzieć – jak będzie się kształtowała cena uprawnienia za jednostkę CO₂. Nie ma tutaj prostych i jasnych odpowiedzi. Jeżeli Unia zdecyduje się na administracyjne głębokie ingerencje w system ETS-u, to wiadomo, że cena uprawnienia nie będzie przewidywalna. W przypadku istotnego wzrostu cen uprawnień do emitowania CO₂, siłą rzeczy gaz będzie bardziej brany pod uwagę przy nowych inwestycjach, przy modernizacjach i przy zamianie starych jednostek na nowe (jego emisyjność jest dwukrotnie mniejsza niż w przypadku węgla).

Natomiast nie można zabrać węglowi atutu, jakim jest jego dostępność. Patrząc na obecną sytuację geopolityczną widzimy pewne ryzyko związane z wchodzeniem w inwestycje gazowe. Czy ten aspekt nie może przyczynić się do tego, że jednak kogeneracja oparta o węgiel wygra z kogeneracją gazową?

Dzisiaj na energetykę patrzymy nie tylko z biznesowego punktu widzenia, ale i z politycznego – w tym szerokim znaczeniu. Skoro z politycznego, to mówimy o bezpieczeństwie polegającym nie tylko na

nieprzerwanej dostawie ciepła i energii elektrycznej do gospodarstw domowych, ale postrzeganym przez pryzmat stabilnych dostaw nośnika energetycznego, jakim jest gaz. Sytuacja makropolityczna pokazuje dokładnie, że ten czynnik jest brany pod uwagę. A węgiel to krajowy nośnik, więc z tego punktu widzenia jest bez porównania bezpieczniejszy.

Co z odpadami komunalnymi? Czy to paliwo dla ciepłownictwa?

Potencjał energetyczny w odpadach komunalnych jest, bo zgodnie ze statystyką Polska produkuje ich od 11 do 12 mln ton. Z czego, szacujemy, ok. 6,5 mln nadaje się do energetycznego przetworzenia, czyli jest miejsce na co najmniej kilka dużych spalarni. Dodatkowo nie jest to tylko kwestia energetycznego wykorzystania, a niemożności składowania odpadów w nieprzetworzonej formie już w niedalekiej perspektywie.

Ciepłownictwo w ciągu najbliższych lat będzie musiało sprostać kolejnym normom, derogacjom. Jakie największe wyzwania stoją obecnie przed PEC-ami? Co zrobić, by ciepłownictwo było opłacalne i zarazem przyjazne dla środowiska?

Znowu stoimy przed dylematem braku jasności przepisów prawa. Nie wiemy na przykład co przyniesie nam dyrektywa MCP. Jakie będą praktyczne możliwości korzystania ze środków unijnych w nowej perspektywie fi nansowej (jest to szczególnie ważne w sytuacji braku możliwości z korzystania z tzw. pomocy regionalnej). Nie wiemy jeszcze kiedy zostanie wprowadzona w życie ustawa o OZE (i jaką ostatecznie przyjmie formę). Wciąż nie mamy ustawowych rozwiązań regulujących w sposób systemowy stany prawne dla liniowej infrastruktury energetycznej. Stoimy przed koniecznością zmiany modelu regulacji w ciepłownictwie. Widać zatem, że jest wiele bardzo istotnych kwestii do rozwiązania. W zależności od przyjętych rozwiązań przedsiębiorstwa będą opracowywać i realizować najbardziej efektywne programy działania z punktu widzenia ich rozwoju, a także aspektów środowiskowych.

Czyli przedsiębiorstwa ciepłownicze stoją na rozdrożu i są w sytuacji, w której zupełnie nie wiedzą, co mają robić?

Wiedzą, że mają klientów, którym są zobligowane umowami dostarczyć ciepło. Natomiast wyjaśnienie wspomnianych wyżej kwestii pozwoli między innymi na bardziej racjonalne i efektywne prowadzenie tej działalności.

Ale jeżeli nic nie będzie się robiło, to…

Nie przewidujemy sytuacji, w której nic się nie robi. Proszę zwrócić uwagę, że nawet teraz, w warunkach sporej niepewności prawnej, przedsiębiorstwa zapewniają bezpieczne dostawy ciepła, w miarę możliwości modernizują systemy, a nawet realizują określone inwestycje (np. w zakresie rozbudowy sieci ciepłowniczych).

Czy wierzy pan, że uwolnienie cen ciepła jest możliwe? Że będziemy mieć tu w końcu wolny rynek?

Myślę, że to nastąpi. Dzisiaj widzimy w stanowisku Prezesa URE, że dopuszcza taką możliwość, że ma świadomość, iż okres wielu lat regulacji kosztowej spełnił swoją funkcję. Teraz trzeba pomyśleć albo o metodzie, która będzie promowała efektywność, albo zrobić krok dalej i uwolnić rynek ciepła, bo monopolem naturalnym nie jesteśmy na 100%. Może nie jest to taka konkurencja jak w sektorze dóbr szybko zbywalnych, ale jeżeli już to bliżej nam do oligopolu – musimy się liczyć z podmiotami, które funkcjonują na danym rynku zamkniętym, jakim jest rynek ciepłowniczy.

Ciepłownictwo dobrze radzi sobie z kogeneracją, potrzebuje tylko impulsu do rozwoju tego typu jednostek. A co z trigeneracją? Instalacje pilotażowe są w Zielonej Górze, Wrocławiu czy Częstochowie, ale co dalej?

Możemy liczyć, że w przyszłości będzie to istotniejsza część działalności przedsiębiorstw ciepłowniczych,
aczkolwiek nie wszędzie, co trzeba sobie już dziś uświadomić. Trigeneracja pojawi się tylko tam, gdzie będziemy mieli klientów na odbiór chłodu systemowego. I jeszcze pytanie: jak chłód będzie traktowany z taryfowego punktu widzenia, przy założeniu, że taryfowanie ciepła się utrzyma?

A jak wygląda sprawność przedsiębiorstw ciepłowniczych, jeżeli chodzi o dofi nansowanie inwestycji? Czy wiedzą, gdzie sięgać po środki? I czy to robią w sposób właściwy, przemyślany?

Wiedzą, gdzie są teoretyczne możliwości pozyskiwania środków. Co więcej, wiedzą, jak po nie sięgać. Problem jest gdzie indziej. Jest nowa perspektywa fi nansowa – możliwość pozyskiwania środków unijnych na lata 2014-2020 określają w praktyce trzy akty prawne: tzw. rozporządzenie o wyłączeniach blokowych, wytyczne na ochronę środowiska i energetykę dotyczące pomocy państwa i wytyczne dotyczące pomocy regionalnej. Zostały przez Unię określone nowe zasady pomocy publicznej. Wspomniałem już, że w tej nowej perspektywie fi nansowej dla ciepłownictwa systemowego (jak również dla elektroenergetyki) nie będzie możliwości korzystania z tzw. pomocy regionalnej. Możliwym będzie natomiast pozyskiwanie środków unijnych w ramach tzw. pomocy horyzontalnej.

Co to oznacza w praktyce?

W praktyce mocno to ograniczy dostępność środków unijnych. Pomoc regionalna (której nie można mylić z tzw. Regionalnymi Programami Operacyjnymi) była w minionej perspektywie najłatwiejszym sposobem pozyskiwania środków unijnych dla całej energetyki. Pomoc horyzontalna natomiast oznacza możliwość korzystania z pieniędzy UE, ale tylko w zakresie odpowiadającym uzyskiwaniu efektów powyżej ustalonych standardów. W sytuacji wymagań stawianych przez dyrektywę IED czy projekt dyrektywy MCP, wiedząc, że prowadzone są prace nad rewizją tzw. BAT-ów dla dużych źródeł spalania, realizacja inwestycji ponad i tak ostre standardy wydaje się bardzo mocno ograniczona.

Na te uregulowania unijne nakładają się czasem problemy z nadinterpretacją przepisów na poziomie krajowym, np. w jednym z regulaminów konkursowych w NFOŚiGW jest zapisane, że gmina nie może w programie gospodarki niskoemisyjnej zapisać możliwości uzyskiwania środków na kogenerację powyżej 20 MW. Natomiast zgodnie z funduszem spójności nie można otrzymywać wsparcia na jednostki objęte ETS-em, czyli właśnie powyżej 20 MW, ale tylko i wyłącznie w przypadku, gdy wsparcie dotyczy zmniejszenia emisji gazu cieplarnianego, którym jest CO2. Natomiast SOXy NOxy i pyły nie są gazami cieplarnianymi i to staramy się wytłumaczyć, żeby nie ograniczać sobie na własne życzenie możliwości aplikowania o środki.

Rozmawiała Joanna Jaśkowska