Urząd Regulacji Energetyki Ciepłownictwo - transformacja i dialog - URE w mediach

Czy, w ramach wstępu do tej rozmowy, zechciałaby Pani przybliżyć naszym czytelnikom specyfikę polskiego sektora ciepłowniczego? Co stanowi o jego wyjątkowości?

Polska jest drugim co do wielkości rynkiem ciepła systemowego w Unii Europejskiej. Korzysta z niego ponad 15 mln mieszkańców naszego kraju. Wyprzedzają nas jedynie Niemcy. Zgodnie z danymi, którymi dysponuje URE, w kraju mamy 23 tysiące kilometrów sieci ciepłowniczych, a ciepło systemowe wytwarza, sprzedaje, przesyła i dostarcza 398 koncesjonowanych przedsiębiorstw, przy czym 55 procent z nich eksploatuje źródła ciepła o łącznej mocy zainstalowanej 50 MW lub mniejszej. Warto przy tym pamiętać, że tylko część podmiotów działających w sektorze ciepłowniczym podlega obowiązkowi uzyskania koncesji. Zwolnieni z niego są wytwórcy ciepła w źródłach o łącznej mocy zainstalowanej cieplnej nieprzekraczającej 5 MW, a także uzyskiwanego w przemysłowych procesach technologicznych. Z obowiązku uzyskania koncesji na obrót, wytwarzanie, przesyłanie i dystrybucję ciepła zwolnione są ponadto przedsiębiorstwa o łącznej mocy zamówionej przez odbiorców nieprzekraczającej 5 MW. Brak obowiązku uzyskania koncesji dla przedsiębiorstwa ciepłowniczego jest równoznaczny z brakiem wymogu zatwierdzania taryfy przez prezesa URE.

Sektor ciepłowniczy charakteryzuje się największym rozdrobnieniem spośród wszystkich istniejących w Polsce gałęzi energetyki. Rozdrobnienie ciepła systemowego wynika z jego lokalnego charakteru i braku uzasadnienia technicznego i ekonomicznego do transportu ciepła na znaczne odległości ze względu na duże straty ciepła w sieciach ciepłowniczych. W związku z tym ciepło jest wytwarzane i dystrybuowane przez wiele niezależnych źródeł. Ma to wpływ na efektywność energetyczną systemów ciepłowniczych, koszty i emisję.

Branża ciepłownicza stoi przed wieloma wyzwaniami. Polska powinna dochodzić do neutralności klimatycznej własną, indywidualną ścieżką, dostosowaną do wymogów dyrektyw. Te nie do końca rozpoznają specyfikę naszego ciepłownictwa, zwłaszcza jego skalę i rozdrobnienie. Dlatego tempo transformacji energetycznej powinno uwzględniać możliwości państwa, tak aby gwarantować wytwarzania ciepła, ale również ukierunkowane na dostosowywanie sieci ciepłowniczych do obniżonych parametrów temperaturowych w celu ograniczenia zużycia paliwa. Obniżenie parametrów pracy sieci daje również możliwości przyłączenia odnawialnych źródeł energii. Nie możemy też zapomnieć o zapewnieniu dostaw ciepła po akceptowalnej społecznie cenie. Wiąże się o z optymalnym zaplanowaniem lokalnej strategii dla każdego systemu ciepłowniczego.

Dlaczego transformacja energetyczna jest tak ważna dla ciepłownictwa i jak przebiega ten proces?

Silny bodziec do dekarbonizacji sektora stanowią wyzwania klimatyczne i potrzeba zapewnienia konkurencyjności polskiej gospodarki, dla której znacznym obciążeniem są m.in. wysokie koszty uprawnień do emisji CO2. Na rynku ciepła w Polsce nadal dominują paliwa węglowe. Obecnie stanowią one nieco ponad 57 procent, ale od 2002 roku ich udział zmalał o prawie 25 punktów procentowych. Zaczynaliśmy od systemów zasilanych węglem kamiennym czy brunatnym, następnie doszedł olej opałowy i gaz, a dziś to miks wielu źródeł, w tym między innymi OZE. Obecnie udział poszczególnych paliw w wytwarzaniu ciepła jest zróżnicowany pod względem terytorialnym. Zużycie paliw węglowych dominuje w następujących województwach: świętokrzyskim, dolnośląskim, małopolskim i łódzkim. Przekracza ono tam 80 procent. Ciepłownictwo w województwie lubuskim opiera się na paliwach gazowych (ponad 90 procent), zaś województwo mazowieckie charakteryzuje unikatowo wysokie, bo aż 30-procentowe wykorzystanie oleju opałowego. Największym udziałem źródeł odnawialnych pochwalić się mogą ciepłownie w województwie podlaskim – niemal 47 procent.

Zróżnicowanie paliw zużywanych do produkcji ciepła jest nieco większe wśród przedsiębiorstw produkujących ciepło w kogeneracji. W tej grupie również dominują paliwa węglowe, ale około 1/3 stanowią inne paliwa, w tym źródła OZE. Co istotne, rośnie liczba przedsiębiorstw wytwarzających ciepło w kogeneracji. Obecnie są już 153 takie przedsiębiorstwa.

Unijny pakiet legislacyjny Fit for 55 dostrzega rolę efektywnych systemów ciepłowniczych, promuje wykorzystanie OZE i ciepła odpadowego oraz określa znaczenie wysokosprawnej kogeneracji. Z ubiegłorocznych sprawozdań złożonych do URE wynika, że w 2023 roku w Polsce było 150 systemów ciepłowniczych efektywnych energetycznie, co stanowi 20,6 procentu wszystkich istniejących systemów.

Analiza planowanych zamierzeń transformacyjnych jako główne kierunki technologii wskazuje kogenerację gazową (silniki gazowe i bloki gazowo-parowe), OZE i ciepło odpadowe. Nie można też zapomnieć o szansach, jakie stwarza elektryfikacja ciepłownictwa (tzw. sector coupling) – wykorzystanie kotłów elektrodowych, pomp ciepła czy systemów magazynowania energii i ciepła.

Wiemy, ile to będzie kosztowało?

Z ubiegłorocznych szacunków Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej (PTEC) wynika, że nakłady na transformację ciepłownictwa systemowego do 2050 roku mieszczą się w przedziale od 299 do 466 mld zł. To ogromna kwota, zwłaszcza gdy zestawimy ją z rocznymi przychodami całego sektora, które wynoszą ponad 42 mld zł. To obrazuje skalę wyzwań. Musimy też pamiętać, że wyzwaniem w tej branży jest utrzymywanie stabilnych kosztów działalności. Na ich wysokość wpływ ma wiele zewnętrznych czynników. Wśród najważniejszych wymieniłabym wspomniany wcześniej wzrost kosztów uprawnień do emisji CO2 czy koszty związane z wymaganiami klimatycznymi. Nie bez znaczenia są też zawirowania w gospodarce europejskiej, jak choćby związane z trwającą wojną w Ukrainie czy polityką celną USA. Tego typu napięcia mają wpływ na cały rynek, a więc także na ciepłownictwo. Dlatego uzyskanie w tym sektorze rentowności, zwłaszcza w przypadku źródeł wytwarzających ciepło w kogeneracji, tj. takich, które w jednym procesie wytwarzają energię elektryczną i ciepło, jest sporym wyzwaniem.

Jak zatem finansować transformację? Z taryf?

Finansowanie procesu wyłącznie z taryf stanowi najmniej pożądaną opcję, oznacza bowiem przeniesienie całych kosztów tej transformacji bezpośrednio na odbiorców końcowych. Tu w grę wchodzi nadrzędny cel działań prezesa URE, jakim jest równoważenie słusznych interesów odbiorców i przedsiębiorstw energetycznych. Kiedy firmy składają do nas wnioski taryfowe, oprócz kosztów na bieżącą działalność ujmują w nich także koszty inwestycyjne. Taryfy zatwierdzane przez prezesa URE to stały,  gwarantowany poziom przychodów dla ciepłowni. Ułatwia on przedsiębiorstwom pozyskiwanie innych, zewnętrznych źródeł finansowania inwestycji. O tym, jak istotną rolę w transformacji ciepłownictwa odgrywają taryfy, przekonaliśmy się podczas spotkań ekspertów URE z ciepłownikami. W trakcie jednego z warsztatów pojawiła się propozycja zwolnienia z obowiązku zatwierdzania taryf przez prezesa URE. Nie znalazła ona wielu zwolenników, nawet wśród przedstawicieli branży. To dowodzi, że system taryfowy postrzegany jest jako stabilny i przewidywalny. Oczywiście nie oznacza to, że jest on statyczny i nie wymaga zmian. Wart rozważenia jest choćby pojawiający się od jakiegoś czasu pomysł rezygnacji z obowiązku zatwierdzania taryf dla rozliczeń za ciepło dostarczone bezpośrednio do przemysłu.

Sam urząd weryfikuje też własne podejście do wielu kwestii, jak choćby w przypadku zwrotu z zaangażowanego kapitału. W 2021 roku zmieniono model regulacyjny dla ciepłownictwa, aby dopasować go do sytuacji rynkowej oraz zapewnić odpowiedni zwrot z kapitału tym przedsiębiorstwom, które podejmują działania modernizacyjne i inwestycyjne. Dlatego w kalkulowaniu taryf dla ciepła dopuszczono także planowane nakłady inwestycyjne w infrastrukturę wytwórczą lub dystrybucyjną, których celem jest realizacja strategicznych celów polityki energetycznej. Widzimy też wpływ inwestycji infrastrukturalnych na wzrost kosztów, które trafiają do taryf na przykład przez amortyzację. W ubiegłym roku, wychodząc naprzeciw potrzebom i oczekiwaniom branży, zmieniliśmy praktykę regulacyjną, umożliwiając przedsiębiorcom eksploatującym jednostki kogeneracji jednoczesne stosowanie obu metod taryfowych – uproszczonej i kosztowej – w ramach dwóch odrębnych taryf. Podkreślenia wymaga, iż możliwość dokonania zmiany metody kalkulacji cen jest jednorazowa. Rezygnując z metody uproszczonej, nie można do niej wrócić.

Skoro więc sektor nie jest w stanie modernizować się, wykorzystując środki własne i przychody z taryf, to gdzie przedsiębiorstwa powinny szukać finansowania? 

Tak jak wspomniałam, taryfa wyznacza bazowy poziom przychodu na podstawie kosztów uzasadnionych. To jest fundament egzystencji przedsiębiorstwa, gwarantujący mu stabilność i ułatwiający poszukiwanie pozataryfowych, zewnętrznych źródeł finansowania. Mam tu na myśli na przykład dotacje, oprocentowane pożyczki z budżetu państwa czy banków komercyjnych, a także wsparcie w ramach środków unijnych w postaci grantów i niskooprocentowanych pożyczek. Duże projekty grantowe prowadzone są m.in. przez NFOŚiGW ze środków Funduszu Modernizacyjnego. Te nabory już trwają. Zachęcam przedsiębiorstwa do składania wniosków, zwłaszcza że niektóre projekty kończą się w bieżącym roku.

Czy regulator podejmuje jakieś działania bezpośrednio wspierające ciepłownictwo?

Prezes URE od lat dostrzega potrzebę wsparcia sektora, promując kogenerację i wskazując na konieczność finansowania transformacji w ciepłownictwie. W 2020 roku powołał zespół ds. ciepłownictwa, który opracował wytyczne dla przedsiębiorców wnioskujących o zatwierdzenie taryfy dla ciepła, co znacznie usprawniło cały proces. Zespół przygotował również skorygowany model regulacyjny, uwzględniając w nim zmiany kosztów uprawnień do emisji CO2, kosztów wynagrodzeń oraz zwiększając możliwą do uzyskania premię za reinwestowanie. Zaproponowane zmiany doprowadziły do ustalenia planowanego wzrostu przychodu odpowiednio do struktury kosztów w taryfie i ich zmian oraz intensywności inwestowania w majątek energetyczny, premiując inwestycje przedsiębiorstw ciepłowniczych w dekarbonizację i efektywność energetyczną.

Ważną inicjatywą było też nawiązanie współpracy z Bankiem Gospodarstwa Krajowego, który uruchomił kredyty na utrzymanie płynności finansowej przedsiębiorstw ciepłowniczych. To rozwiązanie wdrożono w czasie szczególnie trudnym dla branży, gdy obserwowaliśmy znaczne wzrosty cen paliw. Warto dodać, że koszty obsługi tych kredytów są uwzględniane przez URE w taryfach dla ciepła. Sektor otrzymuje pomoc publiczną w formie premii kogeneracyjnej, gwarantowanej, kogeneracyjnej indywidualnej i gwarantowanej indywidualnej. Nabory i aukcje dla tych systemów wsparcia organizuje prezes URE. Wsparcie wytwarzania ciepła w kogeneracji stanowi ważny element transformacji energetyki, także dlatego że wytwórcy ciepła tego typu odpowiadają za ujemny wynik rentowności sektora. Z raportu prezesa URE „Energetyka cieplna w liczbach” wynika, że rentowność przedsiębiorstw ciepłowniczych w 2023 roku poprawiła się nieco w stosunku do roku poprzedniego. Wprawdzie sektor nadal notował straty, ale były one mniej dotkliwe niż rok wcześniej. To z pewnością pozytywny sygnał, dający nadzieję na poprawę kondycji branży.

Obecnie bardzo ważną kwestią jest wysokość wskaźnika referencyjnego dla kogeneracji. Obowiązujące przepisy prowadzą do istotnego zróżnicowania poziomu przychodów kogeneracyjnych jednostek wytwórczych w korelacji wyłącznie z datą przekazania jednostki do użytkowania, w sytuacji, w której koszty wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w jednostkach opalanych tym samym rodzajem paliwa nie różnią się w sposób istotny, zależnie od daty uruchomienia danej jednostki. Skutkiem obecnego brzmienia rozporządzenia taryfowego dla ciepła, przedsiębiorstwa ciepłownicze eksploatujące jednostki kogeneracji oddane do użytku przed 3 listopada 2010 roku będą zmuszone do skalkulowania taryfy na poziomie niegwarantującym pokrycia ponoszonych kosztów. Ponadto, mając na uwadze sposób ustalania cen referencyjnych dla jednostek kogeneracji opalanych poszczególnymi rodzajami paliw, nie ma uzasadnionego powodu, aby dodatkowo zwiększać wartość wskaźnika referencyjnego dla jednostek kogeneracji w zależności od wielkości mocy cieplnej zainstalowanej tych jednostek, a tym samym powiększać poziom przychodów z wytwarzania ciepła dla jednostek kogeneracji, dla których ceny i stawki opłat są kalkulowane metodą uproszczoną.

Aby uniknąć nierównego traktowania przedsiębiorstw energetycznych oraz nadmiernego obciążania odbiorców opłatami, wystąpiliśmy do Ministerstwa Klimatu i Środowiska z prośbą o rozważenie możliwości dokonania zmian rozporządzenia taryfowego.

Obserwując Pani wystąpienia podczas konferencji eksperckich czy paneli branżowych, zwróciliśmy uwagę na to, że bardzo często podkreśla Pani rolę dialogu międzysektorowego. Dlaczego – Pani zdaniem – to jest tak ważne?

Rzeczywiście, przy wielu okazjach odmieniam słowo „dialog” przez wszystkie przypadki. Wierzę, że rozmowa i wymiana podglądów to najlepszy sposób na wypracowanie najlepszych rozwiązań.

Patrząc na zdarzenia minionych lat, możemy z dumą powiedzieć, że Urząd Regulacji Energetyki wiódł prym w inicjowaniu wielopłaszczyznowego dialogu, w tym międzysektorowego. Dostrzegam olbrzymią korzyść, jaką może przynieść współpraca między różnymi uczestnikami szeroko pojmowanego obszaru energetyki. Mam tu na myśli nie tylko współpracę ciepłownictwa z elektroenergetyką czy z sektorem gazowym, ale też współpracę z podmiotami reprezentującymi sferę odnawialnych źródeł energii, magazynów energii i elektromobilności, a także sektory energochłonne i wiele innych. Nie można nie dostrzegać wzajemnego przenikania się interesów tych branż, sektorów i podsektorów oraz ich wzajemnej zależności. Rozmowa o transformacji energetycznej jest rozmową o przyszłości polskiej gospodarki, jej konkurencyjności i stabilności oraz o szeroko rozumianym bezpieczeństwie naszego kraju.

Aby unaocznić znaczenie dialogu, posłużę się przykładem elektroenergetyki i ciepłownictwa. Przez lata patrzyliśmy na te sektory jak na odrębne byty. Wszystko zmieniła transformacja energetyczna. Okazało się, że stanowi ona wyzwanie dla każdego sektora, a na współpracy można jedynie zyskać. Dziś tę świadomość mają już obie strony. Rozmowy się toczą w znacznej mierze pod auspicjami regulatora. Jedną z takich platform udało się utworzyć poprzez rozszerzenie formuły Karty Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Elektroenergetyki, w ramach której w październiku 2024 roku powstał Zespół ds. Współpracy Sektorów Elektroenergetyki i Ciepłownictwa. Dzięki temu przedstawiciele obu branż znaleźli przestrzeń do spotkań roboczych, do dzielenia się doświadczeniami i wypracowania satysfakcjonujących obie strony rozwiązań. Ciepłownictwo i elektroenergetyka muszą się na siebie wzajemnie otwierać. Energetyka może wspomóc sektor ciepłowniczy w dekarbonizacji, z kolei potencjał ciepłownictwa daje szansę na rozwiązanie niektórych problemów krajowego systemu  elektroenergetycznych z branżą OZE i magazynowania energii, realizowana w formie zainicjowanych przez regulatora warsztatów prowadzonych w kilku tematycznych zespołach. Wypracowane tam rozwiązania, których lista jest naprawdę pokaźna, zostały  lub pośrednio ujęte w projekcie zmiany ustawy „Prawo energetyczne” (UC84).

Najwyższy czas dostrzec też powiązania z sektorem paliw gazowych. Bez wątpienia, w nadchodzących latach błękitne paliwo będzie nieodzownym elementem miksu energetycznego. Jak istotnym, i jak długo, będzie oczywiście zależało od przyjętego modelu transformacji.

Zmieńmy nieco perspektywę. Jakie wyzwania stoją przed ciepłownictwem w najbliższej przyszłości?

Z pewnością będzie się pogłębiała integracja sektora ciepła z elektroenergetyką. To proces, który jest zaawansowany i przynosi wiele pozytywnych efektów. Jednak obecnie otoczenie regulacyjne nie zawsze sprzyja tej synergii. Wyzwaniem z pewnością są regulacje – na przykład dotyczące wykorzystania do produkcji ciepła biomasy czy odpadów. Ciepłownictwu potrzebne są też mechanizmy wsparcia i wspomniane już przeze mnie dodatkowe, pozataryfowe źródła finansowania. Niewątpliwie rozproszenie i lokalny charakter ciepłownictwa systemowego także stanowi wyzwanie. Dlatego wszelkie działania, także modernizacyjne, powinny być „skrojone na miarę” i bardzo starannie przygotowane. Koncepcja, którą z powodzeniem wdrożymy w jednym przedsiębiorstwie, niekoniecznie sprawdzi się w innym. Dzieje się tak, dlatego że każda firma ciepłownicza działa w odmiennych warunkach lokalizacyjnych, organizacyjnych czy surowcowych.

Aby aktywnie wspierać realizację tych wyzwań, poza doświadczeniem i unikalną wiedzą potrzebujemy też w URE nowoczesnych, cyfrowych narzędzi i dodatkowych zasobów kadrowych. Mówiąc o wsparciu procesu transformacji energetycznej, nie powinniśmy bowiem zapominać o tym, że musi ona obejmować – w sensie technologicznym, organizacyjnym i legislacyjnym – także instytucji regulatora, który w tym procesie jest jednym z kluczowych ogniw.

Niezależnie od tego, jak trudne wyzwania stoją jeszcze przed nami, cieszę się, że – choć może czasem małymi krokami – podążamy drogą do sukcesu wytrwale i we właściwym kierunku. Mają w tym swój duży wkład pracownicy Urzędu Regulacji Energetyki, dzięki swojemu profesjonalizmowi, olbrzymiemu zaangażowaniu i wierze w to, co robią każdego dnia.