Energetyka cieplna w liczbach – 2019 oraz PEP do 2040 r.
Potwierdzają się negatywne wizje zaniedbania modernizacji sektora energetycznego. Wzrost kosztów uprawnień emisyjnych zniwelował opłacalność produkcji ciepła. Stare instalacje przynoszą straty, wobec wysokich wymogów ekologiczności, natomiast prosperują wysokosprawne zakłady. Rygor regulacyjny sprzyja energetyce rozproszonej.
W ostatnich latach spadła sprzedaż ciepła – w 2018 r. zanotowano 3%-owy spadek przychodów sektora ciepłowniczego, jednakże już w 2019 r. przychody te ponownie wzrosły o 1,2%. W 2019 r. do wzrostu kosztów sektora o blisko 6% przyczyniły się wzrosty cen: uprawnień do emisji CO2; zakupu energii elektrycznej, paliwa technologicznego, oraz usług towarzyszących. Po raz pierwszy od 2013 r. przychody osiągnięte przez przedsiębiorstwa ciepłownicze nie pokryły kosztów prowadzenia działalności związanej z zaopatrzeniem odbiorców w ciepło – wskaźnik rentowności w 2019 r. osiągnął wartość ujemną wynoszącą 3% i obniżył się o 4,8% r./r. Z danych Ministerstwa Aktywów Państwowych wynika, że przedsiębiorstwa produkujące ciepło w kogeneracji odnotowały w 2019 r. wysoki poziom wskaźnika rentowności sprzedaży, jednakże pozostała działalność operacyjna przyniosła stratę, spowodowaną głównie kosztami zakupu uprawnień do emisji CO2. W 1Q 2020 URE przeprowadził monitoring rynku pod kątem zaawansowania procesu dostosowywania źródeł ciepłowniczych do dyrektywy dot. emisji przemysłowych (IED) oraz związanych z tym potrzeb inwestycyjnych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Badanie objęło 88 przedsiębiorstw – 97% z nich rozpoczęło już inwestycje. Wysokość nakładów na realizację tego celu, w latach 2020 – 2029, szacuje się na 5,4 mld PLN.
Wyniki badania w liczbach:
• od 2002 r. liczba koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych zmniejszyła się o 50%,
• emisja CO2 obniżyła się o ok. 20%; spadł poziom emisji szkodliwych substancji do atmosfery, głównie pyłów, dwutlenku siarki oraz tlenków azotu,
• od 2002 r. wielkość mocy cieplnej przedsiębiorstw ciepłowniczych zmniejszyła się o 24,5% w 2019 r. wielkość mocy zainstalowanej wynosiła 53,5 GW, a osiągalnej 52,5 GW,
• udział ciepła z kogeneracji w 2019 r. stanowił 65% produkcji ciepła ogółem i wzrósł o 1,5 pkt. proc. r./r. W latach 2015-2019 zwiększył się udział przedsiębiorstw wytwarzających ciepło w kogeneracji – z 25% do 33%,
• od 2002 r. udział paliw węglowych obniżył się o 10,7 pkt. proc. – w 2019 r. stanowił 71% paliw zużywanych w źródłach ciepła. W latach 2002-2019 wzrósł udział paliw gazowych – o 5,8 pkt. proc. oraz źródeł OZE o 6,6 pkt. proc.,
• w 2019 r. wolumen sprzedaży ciepła przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze wyniósł ok. 345 tys. TJ i był niższy o 4% rok do roku (358 tys.TJ),
• w 2019 r. średnia cena ciepła sprzedawanego ze źródeł wytwórczych wzrosła o 5,8% r./r. – z 38,72 PLN/GJ do 40,97 PLN/GJ,
• ceny ciepła z OZE w kogeneracji były niższe o 22% od ceny ciepła ze źródeł pozostałych,
• stawka opłaty za usługi przesyłowe w 2019 r. wzrosła o 3,5% rok do roku (18,33 PLN/GJ),
• w 2019 r. wysokość nakładów wyniosła 3,5 mld PLN i wzrosła o 18% rok do roku. Blisko 59% nakładów przedsiębiorcy przeznaczyli na inwestycje w majątek wytwórczy. W 2019 r. udział środków własnych w finansowaniu poniesionych nakładów wyniósł 80%.
W ubiegłym tygodniu prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie zwrócił uwagę na konieczność zmiany sposobu kalkulowania cen ciepła systemowego. Twierdzi, iż obecna formuła nie pozwala uwzględniać w zatwierdzanych przez URE taryfach wzrostu kosztów, które są niezależne od przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wśród nich są koszty zakupu węgla, czy uprawnień do emisji CO2. Według szefa IGCP zmiana modelu regulacji taryf powinna nastąpić w 2021 r. Zmiany te mogą skutkować wzrostem cen dla odbiorców ciepła systemowego. W ocenie prezesa IGCP ich wzrost nie zawsze będzie oznaczał wyższe opłaty, co związane jest między innymi z mniejszym zużyciem ciepła w związku z termomodernizacją. Prezes zaznacza, iż mimo wzrostu ceny ciepła na przestrzeni kilku ostatnich lat o kilkanaście procent, stawki płacone przez odbiorców końcowych nie zmieniły się lub zmieniły się niewiele. Prezes IGCP odniósł się również do roli ciepłownictwa systemowego w ograniczaniu smogu. Według niego widoczny jest wzrost świadomości w tym zakresie zarówno mieszkańców i samorządów oraz najwyższych władz w kraju. Jednak nierozwiązanym dotychczas problemem jest aspekt prawny funkcjonowania i rozwoju sieci ciepłowniczych, dlatego postuluje on wprowadzenie specustawy, która miałaby z jednej strony zalegalizować obecny stan, z drugiej natomiast regulować rozbudowę sieci. Bezpośredni związek z powyższym jest temat zwiększania udziału OZE w ciepłownictwie. Obecnie aż 73% krajowych ciepłowni spala węgiel, a zaledwie 8% wykorzystuje OZE. Na poziomie UE cel udziału OZE w ciepłownictwie na 2030 rok został wyznaczony na poziomie 32%, a Polska deklaruje osiągnięcie udziału 20%. Według prezesa szacowane nakłady na transformację ciepłownictwa wyniosą ok. 100 mld PLN.
We wtorek 8 września Ministerstwo Klimatu przekazało do dalszych prac w rządzie nową wersję „Polityki energetycznej Polski do 2040 r.”, natomiast w czwartek 10 września dokument został zaprezentowany środowisku górniczemu. Sprawiedliwa transformacja, budowa równoległego, zeroemisyjnego systemu energetycznego oraz dobra jakość powietrza to trzy główne elementy projektu. MK zakończyło etap konsultacji transgranicznych. W projekcie uwzględniono szereg zmian technologicznych, jakie zaszły na przestrzeni ostatnich miesięcy oraz konsekwencji pandemii COVID-19. Filar „sprawiedliwej transformacji” zakłada skierowanie z funduszy unijnych, w ciągu najbliższych 10 lat, 60 mld PLN dla regionów, gdzie gospodarka uzależniona jest od wydobycia paliw kopalnych. Cel przewiduje obniżenie, do 2030 r. o 30% ubóstwa energetycznego, oraz powstanie 300 tys. nowych miejsc pracy, dzięki rozwojowi energetyki odnawialnej. Drugi filar projektu to stworzenie w ciągu najbliższych 20 lat zeroemisyjnego systemu energetycznego. Według ministra klimatu równoległy system musi powstać, gdyż bez niego istniejący nie utrzyma ciągłości zaopatrzenia w energię elektryczną – obecnie ok. 70% mocy ma ponad 30 lat. Zadanie to oparte ma być na energetyce jądrowej i morskiej energetyce wiatrowej. Do 2040 r. kosztem ok. 130 mld zł ma powstać ok. 8-11 GW mocy wiatrowych na morzu oraz – przy nakładach rzędu 150 mld zł – bloki jądrowe o mocy ok. 6-9 GW. Istotnym elementem drugiego filaru będzie też stworzenie ok. 300 lokalnych obszarów zrównoważonych energetycznie, które będą dążyć do jak najdłuższego samobilansowania w czasie rzeczywistym. W perspektywie 2030 r. PEP przewiduje też, że w Polsce będzie 1 mln prosumentów. W efekcie w 2030 r. 1 na 3 MWh wyprodukowanej energii będzie pochodziła z OZE, a wskaźnik udziału OZE w końcowym zużyciu energii ma wynieść co najmniej 23%. Trzeci filar przewiduje rezygnację z węgla jako źródła ogrzewania w ciepłownictwie indywidualnym: do 2030 r. na terenach miejskich, a do 2040 r. na terenach wiejskich. Według PEP do 2030 r. wzrośnie też o ok. 1,5 mln liczba gospodarstw domowych podłączonych do sieci ciepłowniczej w miastach. Istotnym komponentem polityki ma być nowe budownictwo, przyjazne pod względem efektywności energetycznej czy zagospodarowania wody – PEP przewiduje termomodernizację i wymianę źródeł ciepła w 3 mln domów. Dalszej elektryfikacji ma ulegać transport publiczny – w miastach pow. 100 tys. mieszkańców od 2025 r. nie można będzie kupować innych autobusów, niż tylko zeroemisyjne, czyli elektryczne albo wodorowe Projekt PEP w perspektywie 2030 r. przewiduje minimum 32% udział OZE w produkcji energii elektrycznej, co najmniej 14% w transporcie i 28% w ciepłownictwie. Udział węgla w produkcji energii elektrycznej, przy wzroście kosztów uprawnień do emisji CO2, może spaść w 2030 r. do 56%, a w 2040 r. do 28%.