Dominika Miensopust: Sektor ciepłowniczy znajduje się pod ogromną presją związaną z transformacją. W którą stronę zmierza ten proces?

Jacek Szymczak: Transformacja jest ważna nie tylko z punktu widzenia ciepłowniczego, ale szczególnie w kontekście dzisiejszych zagrożeń geopolitycznych i redefiniowania pojęcia bezpieczeństwa na poziomie unijnym. Również bezpieczeństwa energetycznego. Stąd rodzi się pytanie: co zmieni się na poziomie unijnym i czy w ogóle się zmieni?

Niedawno odbyłem spotkanie z przedstawicielami DG Energy, z Wydziału Efektywności Energetycznej, przygotowującymi nową strategię, której elementem będzie district heating and cooling (DHC). Za kilkanaście tygodni projekt tego dokumentu może być gotowy, a następnie trafi do konsultacji publicznych. Zobaczymy wtedy, w jakim kierunku pójdzie polityka energetyczna. Natomiast teraz, jako Izba, jesteśmy przekonani, że mówiąc o transformacji musimy podchodzić do niej w trzech wymiarach.

Omówmy zatem każdy z nich.

Pierwszym jest szeroko rozumiane bezpieczeństwo. I nie chodzi tu jedynie o bezpieczeństwo dostaw ciepła do 52% gospodarstw domowych, ale także to elektroenergetyczne. Obecnie 16-17% energii elektrycznej do krajowego systemu dostarczane jest w sposób stabilny przez jednostki kogeneracyjne, a ten udział może być jeszcze większy.

Warto też zwrócić uwagę na strukturę sektora: 75% przedsiębiorstw ciepłowniczych posiadających koncesję to małe i średnie firmy. W skali kraju, wraz z dużymi przedsiębiorstwami, daje to niemal 400 podmiotów, a więc branża jest silnie rozproszona. Taki model, również z punktu widzenia bezpieczeństwa w wymiarze wojskowym, ma znaczącą zaletę: łatwiej je zapewnić, gdy produkcja energii jest zdecentralizowana, a nie skoncentrowana w jednym czy kilku miejscach.

A wymiar drugi?

Drugi wymiar to bezpieczeństwo ekonomiczne, ściśle powiązane z procesem transformacji. Jeśli spojrzymy dziś na strukturę kosztów cen ciepła, widzimy jeden kluczowy element – koszt uprawnień do emisji CO₂. W zależności od wahań cen uprawnień oraz nośników energii, udział tego składnika w rachunkach gospodarstw domowych wynosi od 15% do nawet 35%. Transformacja, która prowadzi do eliminacji tego kosztu, oznacza więc stabilizację cen dla odbiorców. Jeśli jednak jej nie przeprowadzimy, pojawi się ryzyko wprowadzania rozwiązań indywidualnych, które obniżą potencjał ciepłownictwa systemowego. W krótkiej perspektywie może się to wydawać tańsze dla odbiorców, ale w dłuższym okresie, przez spadek wolumenu sprzedaży i wzrost kosztów jednostkowych, ceny mogą znacząco wzrosnąć.

Wreszcie trzeci to wymiar związany z ochroną środowiska. Dysponujemy tu konkretnymi danymi, m.in. z Urzędu Regulacji Energetyki, które pokazują, jak w ciągu ostatnich ponad 20 lat znacząco zmniejszyliśmy emisję związków odpowiedzialnych za tzw. wysoką emisję, m.in. związków siarki, tlenków azotu oraz pyłów.

Wciąż jednak dużym wyzwaniem pozostaje tzw. niska emisja.

Badania, które nasza Izba zleciła w ramach Programu Promocji Ciepła Systemowego, wykonane przez zewnętrzny Instytut Certyfikacji Emisji Budynków, pokazują jednoznacznie, że stosowanie ciepła systemowego znacząco ogranicza emisję szkodliwych substancji – dotyczy to głownie drobnych pyłów PM 2,5 oraz PM 10 i rakotwórczego B(a)P. A to niezwykle istotne, bo wspomniana niska emisja przyczynia się co roku do przedwczesnej śmierci około 50 tysięcy Polaków.

To właśnie te trzy wymiary: bezpieczeństwo energetyczne, ekonomiczne i środowiskowe tworzą fundament roli ciepłownictwa systemowego w Polsce.

A jak ocenia pan kondycję finansową sektora ciepłowniczego?

Jest bardzo trudna. Dane URE pokazują, że przez ostatnie pięć lat – do 2023 r. włącznie, gdyż nie ma danych jeszcze za 2024 r. – średnia rentowność przedsiębiorstw ciepłowniczych była ujemna, a wskaźnik płynności osiągał zaledwie połowę poziomu uznawanego za bezpieczny dla prowadzenia działalności i realizacji inwestycji. Inwestycje owe, nawet jeśli w 2023 r. wyniosły około 5 miliardów złotych, ledwie pokrywają stopień dekapitalizacji majątku.

Tymczasem transformacja wymaga znacznie większego wysiłku. Z szacunków Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej wynika, że aby osiągnąć cele klimatyczne i odejść od węgla konieczne będą nakłady rzędu 300 miliardów złotych do 2050 roku i to bez uwzględnienia budynków. Oznacza to, że zamiast 5  miliardów rocznie, sektor powinien inwestować 15-17 miliardów.

Czy może więc liczyć na jakieś środki pomocowe?

Środki pomocowe można podzielić na unijne i krajowe. Te pierwsze są w dużej mierze uzależnione od rozporządzenia o tzw. wyłączeniach blokowych (tzw. GBER). Dokument ten precyzuje, jaki poziom dotacji, czyli środków bezzwrotnych, można przeznaczyć na inwestycje zrównoważone. Obecnie jest to zazwyczaj 30-40% kosztów kwalifikowanych. Wnioskujemy, aby próg ten został podniesiony przynajmniej do 60%, biorąc pod uwagę skalę koniecznych wydatków.

Zabiegamy również o to, aby przy okazji nowelizacji dyrektywy ETS znalazły się tam zapisy zobowiązujące państwa członkowskie do przeznaczania 100% wpływów ze sprzedaży uprawnień do emisji na transformację sektora. Dotychczas jedynie niewielka część tych środków trafiała na ten cel, a reszta rozchodziła się w budżecie państwa. To tym bardziej istotne, że – jak podaje Urząd Regulacji Energetyki – w ciągu 10 lat funkcjonowania systemu, do 2023 roku, Polska uzyskała ze sprzedaży uprawnień ok. 100 mld zł. W tym samym czasie łączne nakłady inwestycyjne w sektorze wyniosły około 40 mld zł. Gdyby całość wpływów była przeznaczana na transformację, moglibyśmy zwiększyć poziom inwestycji nawet 2,5-krotnie.

Kolejna nasza propozycja dotyczy przesunięcia w czasie wejścia w życie systemu ETS 2 – zamiast planowanego 2027 r. oraz, co jest bardzo istotne dziś i w przyszłości, dalszych zmian w EST 1, m.in. w zakresie wycofania z systemu instytucji finansowych, wprowadzenia korytarza cenowego dla uprawnień do emisji czy dłuższego i pełniejszego korzystania z rozwiązania, w którym zamiast kupować uprawnienia można byłoby ich równowartość przeznaczać na inwestycje dekarbonizujące sektor.

Mówił pan o środkach unijnych. Jakie są natomiast możliwości krajowego finansowania?

Kluczową rolę odgrywa Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Tu zależy nam przede wszystkim na skróceniu procedur związanych zarówno z oceną złożonych wniosków, jak i realizacją umów po wygranych konkursach. Ważne jest też uelastycznienie warunków pozyskiwania środków na inwestycje w kogenerację. Obecnie wiele problemów ma charakter prawny, dotyczą one m.in. wymogów technicznych czy zobowiązań, jakie muszą składać przedsiębiorstwa. Przykładem jest wymóg, by od 2035 roku w jednostkach kogeneracyjnych dofinansowanych przez Fundusz gaz miałby być niskoemisyjny lub zielony. Z naszego punktu widzenia jest to obecnie warunek niemożliwy do spełnienia.

Kolejna kwestia to odblokowanie finansowania inwestycji opartych na biomasie. Obecne stanowisko Ministerstwa Klimatu zakłada wstrzymanie wsparcia dla takich projektów, tymczasem my podkreślamy, że biomasa, zwłaszcza leśna, jeśli spełnia kryteria zrównoważonego rozwoju, to jest w unijnych przepisach uznawana za odnawialne źródło energii i powinna być tak traktowana także w polityce krajowej.

 

Cały wywiad dostępny jest w magazynie Kierunek Energetyka 4/2025.